РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТА СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение № 6.7
к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка
РЕГЛАМЕНТ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРОДАВАЕМОЙ ПО ДОГОВОРАМ
О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ
утвержден 9 июля 2010 года (Протокол № 16/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 16 июля 2010 года (Протокол № 17/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 июля 2010 года (Протокол № 18/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 августа 2010 года (Протокол № 21-II/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 24 сентября 2010 года (Протокол № 24/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 15 октября 2010 года (Протокол № 28/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 ноября 2010 года (Протокол № 33/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 10 декабря 2010 года (Протокол № 35/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 17 декабря 2010 года (Протокол № 36/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 24 декабря 2010 года (Протокол № 37/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 декабря 2010 года (Протокол № 38/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 января 2011 года (Протокол № 2/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 25 февраля 2011 года (Протокол № 4/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 1 апреля 2011 года (Протокол № 9-III/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 8 апреля 2011 года (Протокол № 10/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 апреля 2011 года (Протокол № 12/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 29 июля 2011 года (Протокол № 22/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 2 сентября 2011 года (Протокол № 24-I/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 13 июля 2012 года (Протокол № 23/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 31 августа 2012 года (Протокол № 26/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 октября 2012 года (Протокол № 33/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 23 января 2013 года (Протокол № 2/2013 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 21 марта 2013 года (Протокол № 8/2013 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 24 апреля 2013 года (Протокол № 11-II/2013 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 23 сентября 2013 года (Протокол № 23/2013 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 27 декабря 2013 года (Протокол № 30/2013 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 21 августа 2014 года (Протокол № 18/2014 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 23 апреля 2015 года (Протокол № 7/2015 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 18 мая 2015 года (Протокол № 8/2015 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 22 сентября 2015 года (Протокол № 13/2015 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 18 ноября 2015 года (Протокол № 17/2015 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 16 декабря 2015 года (Протокол № 21-II/2015 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 20 июля 2016 года (Протокол № 11/2016 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 24 октября 2016 года (Протокол № 18/2016 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 16 декабря 2016 года (Протокол № 23/2016 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 17 апреля 2017 года (Протокол № 7/2017 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 22 июня 2017 года (Протокол № 14/2017 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
с изменениями от 25 июля 2017 года (Протокол № 16/2017 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 21 декабря 2017 года (Протокол № 26/2017 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 24 июля 2018 года (Протокол № 17/2018 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 20 сентября 2018 года (Протокол № 20/2018 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 26 июня 2019 года (Протокол № 14/2019 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 26 февраля 2020 года (Протокол № 4/2020 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 24 ноября 2020 года (Протокол № 31/2020 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 26 января 2021 года (Протокол № 3/2021 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 26 февраля 2021 года (Протокол № 5/2021 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 28 сентября 2021 года (Протокол № 16/2021 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 26 октября 2021 года (Протокол № 17-II/2021 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 25 января 2022 года (Протокол № 3/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 19 апреля 2022 года (Протокол № 7/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 29 апреля 2022 года (Протокол № 8/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 25 мая 2022 года (Протокол № 9/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 22 июня 2022 года (Протокол № 10/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 19 сентября 2022 года (Протокол № 14/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 24 октября 2022 года (Протокол № 15/2022 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»),
с изменениями от 23 августа 2023 года (Протокол № 12/2023 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка»)
2
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
ОГЛАВЛЕНИЕ
1.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ...............................................................................................................................5
1.1.
Предмет раздела .......................................................................................................................................5
1.2.
Сфера действия .........................................................................................................................................5
2.
ФОРМИРОВАНИЕ ПЕРЕЧНЯ УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА,
ЗАКЛЮЧАЮЩИХ ДПМ, ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО И ДОГОВОРЫ АЭС/ГЭС, И
ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ ПРОДАЕТСЯ ПО ТАКИМ
ДОГОВОРАМ ...............................................................................................................................................................5
3.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТОРОН ДОГОВОРА – ПРОДАВЦА И ПОКУПАТЕЛЯ ПО ДПМ, ДПМ
ВИЭ / ДПМ ТБО И ДОГОВОРУ АЭС/ГЭС, И КОЛИЧЕСТВА ДОГОВОРОВ ...................................7
3.1.
Исходные данные для определения сторон по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС .......................7
3.2.
Определение сторон договора – продавца и покупателя по ДПМ и договору АЭС/ГЭС,
и количества договоров ..........................................................................................................................................8
3.3.
Определение сторон договора – продавца и покупателя по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО и
количества договоров .............................................................................................................................................9
4.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРЕДВАРИТЕЛЬНО РАСПРЕДЕЛЕННЫХ
ПО ДПМ И ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС НА ДАТУ ИХ ЗАКЛЮЧЕНИЯ................................................. 10
4.1.
Исходные данные .................................................................................................................................. 10
4.2.
Определение предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ, договорам
АЭС/ГЭС и для покрытия собственного потребления мощности поставщика ................................. 12
4.3.
Определение предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС и для покрытия собственного потребления мощности поставщика при первом
заключении таких договоров в отношении генерирующего объекта ................................................... 14
4.4.
Порядок взаимодействия КО и ЦФР по направлению перечня объектов генерации по
ДПМ и договорам АЭС/ГЭС............................................................................................................................. 17
5.
ИЗМЕНЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНО РАСПРЕДЕЛЕННЫХ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ
ПО ДПМ И ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС ............................................................................................................... 18
5.1.
Изменение состава ГТП или количества объектов ДПМ .......................................................... 18
5.2.
Изменение предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС ................................................................................................................................................................ 18
5.3.
Изменения ДПМ и договоров АЭС/ГЭС в случае принятия поставщиком в отношении
генерирующего объекта решения о прекращении поставки по ДПМ и в случае окончания
периода поставки мощности по ДПМ ............................................................................................................ 25
6.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, СОСТАВЛЯЮЩИХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО
ПОСТАВКЕ ПО ДПМ, ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО В РАСЧЕТНОМ
ПЕРИОДЕ .................................................................................................................................................................. 25
6.1.
Исходные данные для определения объемов, составляющих обязательства по поставке
мощности в расчетном периоде m ................................................................................................................... 25
6.2.
Определение объемов мощности для пар «генерирующий объект / ГТП потребления» 27
6.3.
Определение объемов мощности, составляющих обязательства по поставке по ДПМ и
договорам АЭС/ГЭС в месяце m ...................................................................................................................... 28
6.4.
Определение объемов мощности, которые должны быть поставлены для покрытия
собственного потребления в ГТП потребления поставщика (объемы потребления мощности
покупателя, покрываемые мощностью собственной генерации) ............................................................ 28
3
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
6.5.
Определение составляющих для расчета объема обязательств по поставке мощности по
ДПМ ВИЭ /ДПМ ТБО в месяце m .................................................................................................................. 28
7.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННЫХ ПО
ДПМ, ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО В РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ............... 31
7.1.
Исходные данные .................................................................................................................................. 31
7.2.
Определение фактически поставленных объемов мощности для пар «генерирующий
объект / ГТП потребления»............................................................................................................................... 31
7.3.
Определение объемов мощности, фактически поставленных для покрытия собственного
потребления в ГТП потребления поставщика (объемы потребления мощности покупателя,
фактически покрытые мощностью собственной генерации) .................................................................. 32
7.4.
Определение объема покупки мощности в ГТП потребления по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
32
7.5.
Определение объема мощности, приходящегося на потребителя при наличии штрафов
по ДПМ.................................................................................................................................................................... 33
7.6.
Определение объема мощности, приходящегося на потребителя при наличии штрафов
по договорам АЭС/ГЭС...................................................................................................................................... 38
7.7.
Определение объема мощности, приходящегося на потребителя при наличии штрафов
по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО ................................................................................................................................ 41
8.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ОБЪЕМА МОЩНОСТИ, ПОКУПАЕМОЙ ПО ДПМ,
ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ, ДЛЯ РАСЧЕТА АВАНСОВЫХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ В
РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ ..................................................................................................................................... 48
9.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРОДАВАЕМЫХ (ПОКУПАЕМЫХ) ПО
ДПМ, ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ, ДЛЯ РАСЧЕТА АВАНСОВЫХ ТРЕБОВАНИЙ
(ОБЯЗАТЕЛЬСТВ) В РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ .......................................................................................... 49
9.1.
Объемы мощности, продаваемые по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС, для расчета авансовых
обязательств ............................................................................................................................................................ 49
9.2.
Объемы мощности, продаваемые по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО, для расчета авансовых
обязательств ............................................................................................................................................................ 50
10. УВЕДОМЛЕНИЕ ПРОДАВЦА И ПОКУПАТЕЛЯ ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ ПО ДОГОВОРАМ
АЭС/ГЭС И ПОРЯДОК ПУБЛИКАЦИИ ДОГОВОРНЫХ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ ПО ДПМ
И ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС ................................................................................................................................... 51
11.
ТОЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТОВ............................................................................................ 52
4
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.
Предмет раздела
Настоящий Регламент регулирует отношения между КО и участниками оптового рынка, связанные:
1) с порядком определения договорных и фактически поставленных объемов мощности
по договорам о предоставлении мощности (далее – ДПМ);
2) порядком определения договорных и фактически поставленных объемов мощности
по договорам купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС (далее – договоры АЭС/ГЭС);
3) порядком определения договорных и фактически поставленных объемов мощности
по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (далее –
ДПМ ВИЭ);
4) порядком определения договорных и фактически поставленных объемов мощности
по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования отходов производства и потребления (далее –
ДПМ ТБО);
5) порядком изменения объемов мощности в ДПМ и договорах АЭС/ГЭС и ДПМ ВИЭ / ДПМ
ТБО.
1.2.
Сфера действия
Положения настоящего Регламента распространяются:
1) на участников оптового рынка;
2) ЦФР;
3) КО;
4) Совет рынка.
2. ФОРМИРОВАНИЕ ПЕРЕЧНЯ УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА,
ЗАКЛЮЧАЮЩИХ ДПМ, ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО И ДОГОВОРЫ АЭС/ГЭС, И
ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ ПРОДАЕТСЯ ПО
ТАКИМ ДОГОВОРАМ
2.1. ДПМ заключают участники оптового рынка, генерирующие объекты которых включены в Реестр
генерирующих объектов, в отношении которых заключаются договоры о предоставлении мощности
(далее – Реестр генерирующих объектов для ДПМ).
Договоры АЭС/ГЭС заключают участники оптового рынка, генерирующие объекты которых
включены в Реестр генерирующих объектов АЭС и ГЭС, в отношении которых заключаются договоры
купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС (далее – Реестр генерирующих объектов для договоров
АЭС/ГЭС).
ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО заключают участники оптового рынка, генерирующие объекты которых
включены в Реестр генерирующих объектов, в отношении которых заключаются договоры о
предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на
основе использования возобновляемых источников энергии или на основе использования отходов
производства и потребления (далее – Реестр генерирующих объектов для ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО).
2.2. В реестры генерирующих объектов для ДПМ, для договоров АЭС/ГЭС, для ДПМ ВИЭ включаются
генерирующие объекты, удовлетворяющие следующим условиям:
2.2.1 Для Реестра генерирующих объектов для ДПМ:

генерирующий объект включен в Перечень генерирующих объектов, в отношении которых
могут быть заключены договоры о предоставлении мощности, сформированный
Правительством РФ (далее – Перечень генерирующих объектов ДПМ);

участник оптового рынка в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового
рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к
5
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
торговой системе оптового рынка) не позднее 3 (третьего) рабочего дня с момента официального
опубликования Перечня генерирующих объектов ДПМ направил в Совет рынка заявление о
намерении заключить ДПМ в отношении этого генерирующего объекта.

В отношении генерирующего объекта:
o
если генерирующий объект введен в эксплуатацию (или завершена его модернизация):
– в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) на оптовом рынке согласована
отдельная ГТП генерации в отношении каждого генерирующего объекта
Перечня генерирующих объектов ДПМ;
–
o
заявление на регистрацию ГЕМ и отдельной ГТП для ДПМ было направлено
участником в Совет рынка не позднее 3 (третьего) рабочего дня с момента
официального опубликования Перечня генерирующих объектов ДПМ;
если генерирующий объект еще не введен в эксплуатацию (или не завершена его
модернизация):
– в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении каждого
генерирующего объекта из Перечня генерирующих объектов ДПМ на оптовом
рынке согласована отдельная условная ГТП генерации и отдельная ГЕМ на
оптовом рынке (ГЕМ, регистрируемая в отношении генерирующих объектов,
не введенных в эксплуатацию);
–
заявление на регистрацию отдельных ГЕМ и условной ГТП для ДПМ было
направлено участником в Совет рынка не позднее 3 (третьего) рабочего дня с
момента официального опубликования Перечня генерирующих объектов
ДПМ.
2.2.2. Для Реестра генерирующих объектов для договоров АЭС и ГЭС:

генерирующий объект решением Наблюдательного совета Совета рынка включен в перечень
генерирующих объектов ГЭС и АЭС, сформированный на основании Программы
деятельности Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» на долгосрочный
период (2009–2015 годы), утвержденной постановлением Правительства Российской
Федерации от 20 сентября 2008 г. № 705, и программы строительства гидроэлектростанций
(в том числе гидроаккумулирующих электростанций), реализуемой оптовой генерирующей
компанией, созданной на основании решений Правительства Российской Федерации путем
реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого
акционерного общества энергетики и электрификации «Единая энергетическая система
России», в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций,
и включенных в генеральную схему размещения объектов электроэнергетики (далее – Перечень
генерирующих объектов АЭС/ГЭС);

участник оптового рынка в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового
рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка) не позднее 3 (третьего) рабочего дня с момента утверждения
Наблюдательным советом Совета рынка Перечня генерирующих объектов АЭС/ГЭС направил
в Совет рынка заявление о намерении заключить договор АЭС/ГЭС в отношении этого
генерирующего объекта;

в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) в отношении каждого генерирующего объекта из Перечня генерирующих объектов
АЭС/ГЭС на оптовом рынке согласована отдельная ГТП генерации (или условная ГТП
генерации) и отдельная ГЕМ (в случае регистрации условной ГТП генерации регистрируется
ГЕМ в отношении генерирующих объектов, не введенных в эксплуатацию). При этом
заявление на регистрацию отдельных ГЕМ и ГТП (в том числе условных) было направлено
6
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
участником в Совет рынка не позднее 3 (третьего) рабочего дня с момента утверждения
Наблюдательным советом Совета рынка Перечня генерирующих объектов АЭС/ГЭС.
2.2.3. Для Реестра генерирующих объектов для ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО:

генерирующий объект включен в Перечень отобранных проектов в соответствии с Регламентом
проведения отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих
на основе возобновляемых источников энергии (Приложение № 27 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка);

генерирующий объект включен в Перечень отобранных проектов в соответствии с Регламентом
проведения конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству (реконструкции, модернизации)
генерирующих объектов, функционирующих на основе использования отходов производства и потребления
(Приложение № 27.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
2.3. Реестры генерирующих объектов для ДПМ, для договоров АЭС/ГЭС, для ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
содержат следующую информацию:

перечень ГТП генерации и условных ГТП генерации, зарегистрированных в отношении
генерирующих объектов, в отношении которых могут заключаться ДПМ, ДПМ ВИЭ / ДПМ
ТБО и договоры АЭС/ГЭС;

в отношении каждой ГТП генерации и условной ГТП генерации указывается:
o
идентификационный код генерирующего объекта, в отношении которого
зарегистрирована данная ГТП генерации (или условная ГТП генерации), в Реестре
генерирующих объектов для ДПМ, для договоров АЭС/ГЭС, для ДПМ ВИЭ / ДПМ
ТБО;
o
идентификационный код (-ы) / номер (-а) ГЕМ, зарегистрированной (-ых) в данной
ГТП генерации (или условной ГТП генерации);
o
наименование субъекта оптового рынка, представляющего данную ГТП генерации
(или условную ГТП генерации) на оптовом рынке;
o
установленная мощность генерирующего объекта, в отношении
зарегистрирована данная ГТП генерации (или условная ГТП генерации);
o
планируемая дата начала исполнения обязательств по поставке мощности по ДПМ с
использованием генерирующего объекта, в отношении которого зарегистрирована
данная ГТП генерации (или условная ГТП генерации);
o
номер ценовой зоны, в которой зарегистрирована данная ГТП генерации (или условная
ГТП генерации);
o
номер зоны свободного перетока (ЗСП), в которой зарегистрирована данная ГТП
генерации (или условная ГТП генерации).
которого
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТОРОН ДОГОВОРА – ПРОДАВЦА И ПОКУПАТЕЛЯ ПО ДПМ,
ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО И ДОГОВОРУ АЭС/ГЭС, И КОЛИЧЕСТВА ДОГОВОРОВ
3.1.
Исходные данные для определения сторон по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС
Для определения сторон договора – продавца и покупателя по ДПМ или договору АЭС/ГЭС, и
количества договоров используются следующие исходные данные:
1) Перечень участников оптового рынка ( G ДПМ ) – поставщиков, которым дается право
заключить ДПМ или договор АЭС/ГЭС.
2) Для каждого поставщика i из перечня G ДПМ – перечень генерирующих объектов g i , z , в
отношении которых зарегистрирована ГЕМ для ДПМ или договора АЭС/ГЭС в ценовой зоне
z.
3) Перечень участников оптового рынка – покупателей j z , ГТП потребления (экспорта) которых
зарегистрированы в ценовой зоне z.
7
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
4) Для каждого покупателя j z – перечень ГТП потребления (экспорта) q, зарегистрированных на
оптовом рынке в каждой ценовой зоне z (за исключением ГТП в отношении ГТП потребления
гидроаккумулирующих электростанций, к которым не отнесено потребление на собственные и
хозяйственные нужды, и ГТП экспорта участников оптового рынка, осуществляющих
экспортно-импортные операции, зарегистрированных на транзитных сечениях экспортаимпорта, соответствующих транзитным перетокам между первой и второй ценовыми зонами
(ценовой зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой
ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны (далее – ГТП
потребления, в отношении которых не заключаются ДПМ и договоры АЭС/ГЭС).
3.2.
Определение сторон договора – продавца и покупателя по ДПМ и договору АЭС/ГЭС, и
количества договоров
3.2.1. Договоры о предоставлении мощности и договоры АЭС/ГЭС заключается между:

поставщиками из перечня G ДПМ в отношении генерирующих объектов g i , z в ценовой зоне z
и

покупателями, ГТП потребления (экспорта) которых расположены в ценовой зоне z, в
отношении каждой такой ГТП потребления (экспорта), зарегистрированной в ценовой зоне z,
за исключением ГТП потребления, в отношении которых в соответствии с п. 3.1 не
заключаются ДПМ и договоры АЭС/ГЭС.
3.2.2. Для каждой ценовой зоны z формируется множество договоров (ДПМ и договоров АЭС/ГЭС) {
DzДПМ
,i , g , j ,q }, заключаемых между поставщиком i в отношении его генерирующего объекта g i , z и
покупателем j в отношении его ГТП потребления (экспорта) q, расположенной в ценовой зоне z.
В случае если участник оптового рынка – поставщик представляет на оптовом рынке также и ГТП
потребления (экспорта), зарегистрированные в ценовой зоне z, то количество заключаемых им в
ценовой зоне z ДПМ или договоров АЭС/ГЭС равно количеству иных покупателей, ГТП потребления
(экспорта) которых зарегистрированы в ценовой зоне z.
Поставщик I в отношении ценовой зоны z заключает ДПМ в количестве, равном количеству
покупателей, ГТП потребления (экспорта) которых зарегистрированы в ценовой зоне z, умноженному
(для поставщика, заключающего ДПМ) на количество заключенных данным поставщиком агентских
договоров, в приложении к которым перечислены генерирующие объекты, расположенные в ценовой
зоне z.
Поставщик I в отношении ценовой зоны z заключает договоры АЭС/ГЭС в количестве, равном
количеству покупателей, ГТП потребления (экспорта) которых зарегистрированы в ценовой зоне z,
умноженному на количество генерирующих объектов, включенных в Реестр генерирующих объектов
для договоров АЭС/ГЭС.
Покупатель J в отношении ценовой зоны z заключает ДПМ в количестве, равном количеству
поставщиков, заключающих ДПМ в ценовой зоне z. Если поставщиком заключено более одного
агентского договора в отношении генерирующих объектов, расположенных в ценовой зоне z, то при
определении количества договоров для покупателя данный поставщик учитывается с коэффициентом,
равным количеству заключенных им таких агентских договоров.
Покупатель J в отношении ценовой зоны z заключает договоры АЭС/ГЭС в количестве, равном
количеству генерирующих объектов, включенных в Реестр генерирующих объектов для договоров
АЭС/ГЭС в ценовой зоне z.
В случае если участник оптового рынка – покупатель представляет на оптовом рынке также и
генерирующие объекты из числа g i , z , то количество заключаемых им в ценовой зоне z ДПМ и
договоров АЭС/ГЭС равно количеству иных поставщиков, заключающих ДПМ или договоры
АЭС/ГЭС в ценовой зоне z.
Поставщики, заключающие ДПМ, заключают агентские договоры следующих типов:

агентский договор с контролем строительства;

агентский договор без контроля строительства.
8
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Агентский договор с контролем строительства заключается поставщиком в отношении
генерирующих объектов, в отношении которых на дату 1 сентября 2010 года поставщиком не
представлены в Совет рынка документы, подтверждающие ввод в эксплуатацию генерирующих
объектов (разрешение на ввод генерирующего оборудования в эксплуатацию, акт ввода генерирующего
оборудования в эксплуатацию).
Агентский договор без контроля строительства заключается поставщиком в отношении
генерирующих объектов, в отношении которых на дату 1 сентября 2010 года поставщиком
представлены в Совет рынка документы, подтверждающие ввод в эксплуатацию генерирующих
объектов.
3.3.
Определение сторон договора – продавца и покупателя по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО и
количества договоров
3.3.1. Для определения сторон договора – продавца и покупателя по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО и
количества договоров используются следующие исходные данные:
1) перечень участников оптового рынка ( G ВИЭ / ТБО ) – поставщиков, которым дается право
заключить ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО;
2) для каждого поставщика i из перечня G ВИЭ / ТБО – перечень ГТП pi , z , содержащихся в реестре
ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО;
3) перечень участников оптового рынка – покупателей j z , ГТП потребления (экспорта) которых
зарегистрированы в ценовой зоне z;
4) для каждого покупателя j z – перечень ГТП потребления (экспорта) q, зарегистрированных на
оптовом рынке в каждой ценовой зоне z (за исключением ГТП потребления, в отношении
которых не заключаются ДПМ и договоры АЭС/ГЭС).
3.3.2. ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО заключается между:

поставщиками из перечня G ВИЭ / ТБО в отношении ГТП pi , z в ценовой зоне z и

покупателями, ГТП потребления (экспорта) которых расположены в ценовой зоне z, в
отношении каждой такой ГТП потребления (экспорта), зарегистрированной в ценовой зоне z,
за исключением ГТП потребления, в отношении которых в соответствии с п. 3.1 не
заключаются ДПМ и договоры АЭС/ГЭС.
В случае если участник оптового рынка – поставщик представляет на оптовом рынке также и ГТП
потребления (экспорта), зарегистрированные в ценовой зоне z, то количество заключаемых им в
ценовой зоне z ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО равно количеству иных покупателей, ГТП потребления
(экспорта) которых зарегистрированы в ценовой зоне z.
Поставщик I в отношении ценовой зоны z заключает ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО в количестве,
равном количеству покупателей, ГТП потребления (экспорта) которых зарегистрированы в ценовой
зоне z, умноженному на количество ГТП pi , z поставщика I, расположенных в ценовой зоне z.
Покупатель J в отношении ценовой зоны z заключает ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО в количестве,
равном количеству ГТП pi , z в ценовой зоне z, в отношении которых поставщики заключают ДПМ
ВИЭ / ДПМ ТБО.
В случае если участник оптового рынка – покупатель представляет на оптовом рынке также и ГТП
из числа pi , z , то количество заключаемых им в ценовой зоне z ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО равно
количеству ГТП pi , z в ценовой зоне z, в отношении которых иные поставщики заключают ДПМ ВИЭ
/ ДПМ ТБО.
9
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРЕДВАРИТЕЛЬНО
РАСПРЕДЕЛЕННЫХ ПО ДПМ И ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС НА ДАТУ ИХ
ЗАКЛЮЧЕНИЯ
4.1.
Исходные данные
Для определения предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС
на дату их заключения используются следующие исходные данные:
1) Перечень участников оптового рынка ( G ДПМ ) – поставщиков, определенных Правительством
РФ, которым дается право заключить ДПМ или договоры АЭС/ГЭС.
2) Для каждого поставщика i из перечня G ДПМ – перечень генерирующих объектов g i , z ,
объектов в отношении которых заключаются ДПМ или договоры АЭС/ГЭС в ценовой зоне z.
3) Для каждого генерирующего объекта g i , z :
N уст _ ДПМ

объем установленной мощности g ,i , z
, указанный в отношении генерирующего
объекта g i , z в ДПМ или договоре АЭС/ГЭС;

месяц Mg, в котором начинается поставка мощности с использованием генерирующего
объекта g i , z в соответствии с датой начала исполнения обязательств по поставке
мощности генерирующего объекта g i , z , в соответствии с условиям ДПМ или договора
АЭС/ГЭС:
а. месяц Mg соответствует месяцу, на который приходится дата начала исполнения
обязательств по поставке мощности, если эта дата – 1-е число месяца;
б. месяц Mg соответствует месяцу, следующему за месяцем, на который
приходится дата начала исполнения обязательств по поставке мощности, в
иных случаях.
4) Перечень покупателей j z , ГТП потребления (экспорта) которых расположены в ценовой зоне
z.
5) Перечень ГТП потребления (экспорта) q 0j ,z , зарегистрированных на оптовом рынке в ценовой
зоне z за покупателем j z в I квартале 2010 года (за исключением ГТП потребления, в
отношении которых в соответствии с п. 3.1 не заключаются ДПМ).
6) Для каждой ГТП потребления (экспорта) q 0j ,z , зарегистрированной на оптовом рынке в
I квартале 2010 года, – фактические почасовые объемы потребления электрической энергии в
течение I квартала 2010 года pq,э /jэ, z ,h .
7) Для каждой ГТП потребления (экспорта) q 0j ,z участника оптового рынка – покупателя, для
которого не требуется балансового решения, величины:

_ пл ан
PqЧУ
– максимальный объем потребления электрической энергии в пиковые часы,
ЧУ
, j ,m , z
указанный в отношении каждого из месяцев m I квартала 2010 года в договоре,
заключенном с ГП на розничном рынке;

k qрозн
– коэффициент, отражающий долю покупки такого участника на розничном
ЧУ
, j,m
рынке в каждом из месяцев m I квартала 2010 года.
8) Для каждой ГТП потребления из числа q 0j ,z , к которой относится потребление на собственные
и хозяйственные нужды электростанций участника оптового рынка, максимально допустимая
10
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
_ сн
величина собственного максимума потребления на нужды генерации Pq,норм
в каждый из
j , m, z
месяцев m I квартала 2010 года равна:
_ сн
Pq,норм
 W jс,.sн,.m ,
j , m, z
sq
где s – электростанция участника оптового рынка, потребление на собственные и
хозяйственные нужды которой относится к ГТП потребления (экспорта) qoj , z ;
W jс,.sн,m.
– максимально допустимая величина собственного максимума потребления на
нужды генерации для электростанции участника оптового рынка, в отношении которой на
оптовом рынке зарегистрирована (-ы) ГТП генерации, для участника оптового рынка j
электрической станции s в месяц m, определенная в соответствии с Регламентом актуализации
расчетной модели (Приложение № 3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
9) Перечень Q1z ГТП потребления (экспорта) q1j ,z , в составе которых произошли изменения в
период после окончания I квартала 2010 года до даты подписания ДПМ (за исключением ГТП
потребления, в отношении которых в соответствии с п. 3.1 не заключаются ДПМ), к которым
относятся:

новые ГТП потребления (экспорта), функционирующие на оптовом рынке в момент
заключения ДПМ и договоров АЭС/ГЭС, допуск к торговле электроэнергией
(мощностью) в которых получен после окончания I квартала 2010 года;

ГТП потребления гарантирующего поставщика, на территории которого в период
после окончания I квартала 2010 года до даты подписания ДПМ и договоров АЭС/ГЭС
начала функционировать новая ГТП или была ликвидирована существующая ГТП;

ГТП потребления (экспорта), в отношении которой сменилось юридическое лицо –
участник оптового рынка, за которым зарегистрирована данная ГТП;

до декабря 2010 года – ГТП потребления поставщика, в отношении которых изменился
перечень станций, потребление на собственные и хозяйственные нужды которых
относится к данной ГТП потребления.
ГТП, в которых был изменен состав точек поставки без изменения при этом количества ГТП, в
перечень Q1z не включаются.
10) Для каждой ГТП потребления (экспорта) q1j ,z , фактические почасовые объемы потребления
электрической энергии pq,э /jэ, z ,h за месяц (M1 – 2), где M1 – месяц, в котором происходит
подписание ДПМ и договоров АЭС/ГЭС.
Если новая ГТП потребления (экспорта) начала функционировать на оптовом рынке в
месяце, в котором заключаются ДПМ и договоры АЭС/ГЭС, то фактические почасовые
объемы потребления электрической энергии pq,э /jэ, z ,h за месяц, за месяц (M1 – 2), где M1 –
месяц, в котором происходит подписание ДПМ и договоров АЭС/ГЭС, определяются на
основе данных коммерческого учета, собираемых до получения в отношении такой ГТП
права на участие в торговле электрической энергией (мощностью). Если в отношении такой
ГТП потребления (экспорта) отсутствуют данные коммерческого учета, то используются
значения фактического потребления, равные 0.
11) Для каждой ГТП потребления (экспорта) q1j ,z участника оптового рынка – покупателя, для
которого не требуется балансового решения, величины:

_ пл ан
PqЧУ
– максимальный объем потребления электрической энергии в пиковые часы,
ЧУ
, j ,m , z
указанный в отношении месяца M1 в договоре, заключенном с ГП на розничном рынке;
11
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности

k
розн
q Ч У , j,m
– коэффициент, отражающий долю покупки такого участника на розничном
рынке в месяце M1.
12) Для каждой ГТП потребления (экспорта) q1j ,z из перечня Q1z , к которой относится
потребление на собственные и хозяйственные нужды электростанций участника оптового
рынка, максимально допустимая величина собственного максимума потребления на нужды
_ сн
генерации Pq,норм
в месяце M1.
j,z
4.2.
Определение предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ, договорам
АЭС/ГЭС и для покрытия собственного потребления мощности поставщика
4.2.1. Для определения предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ и
договорам АЭС/ГЭС и для покрытия собственного потребления мощности поставщика для каждой
пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q 0j ,z », расположенной в ценовой зоне z (в том
числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта) представлены одним
_0
участником оптового рынка), в соответствии с настоящим разделом определяются объемы n g,ДПМ
i/q, j , z ,m .
4.2.2. Для каждой ГТП потребления q 0j ,z (экспорта), зарегистрированной на оптовом рынке в
I квартале 2010 года (за исключением ГТП участников оптового рынка – покупателей, для которых не
требуется балансового решения, а также для гарантирующих поставщиков, у которых такие участники
покупают электроэнергию на розничном рынке), рассчитывается средняя величина пикового
потребления Pq,0 j , z за I квартал 2010 года, уменьшенная на потребление на собственные и
хозяйственные нужды электростанций, равная:
Pq,0 j , z  max{ 0;
 max({ p
d {D 0 }
э/ э
q, j , z , h
}, h  H, h  d )

D0
 (D
m
_ сн
 Pq,норм
j ,m , z )
m
D0
},
где D 0 – количество рабочих дней в I квартале 2010 года;
Dm – количество рабочих дней в месяце m I квартала 2010 года;
d – рабочий день;
H – множество пиковых часов в рабочий день, установленное СО в соответствии с Регламентом
определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
Значение максимально допустимой величины собственного максимума потребления на нужды
_ сн
генерации Pq,норм
в ГТП потребления (экспорта), к которой не относится потребление на
j,z
собственные и хозяйственные нужды электростанций участника оптового рынка, равно 0.
Для ГТП потребления q 0j ,_z ЧУ , зарегистрированных в отношении участников оптового рынка –
покупателей, для которых не требуется балансового решения, а также q 0j ,_z ГП в отношении
гарантирующего поставщика, у которого такой участник покупает электроэнергию на розничном
рынке, средняя величина пикового потребления Pq,0 j , z за I квартал 2010 года, уменьшенная на
потребление на собственные и хозяйственные нужды электростанций, рассчитывается по формуле:
– для q 0j ,_z ЧУ :
Pq,0 j , z  max{ 0;
 max({ p
d {D 0 }
э/ э
q ЧУ , j , z , h
D0
}, h  H, h  d )

 (D
m
_ розн
 PqЧУ
)
ЧУ
, j ,m , z
m
D0
},
– для q 0j ,_z ГП :
12
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Pq,0 j , z  max{ 0;
 max({ p
d {D 0 }
э/ э
q ГП , j , z , h
}, h  H, h  d )

D0
  (D
m
m qЧУ
_ розн
 PqЧУ
)
ЧУ
, j ,m , z
D0

 (D
m
_ сн
 Pqнорм
)
ГП
, j ,m , z
m
D0
},
_ розн
_ план
где PqЧУ
– объем мощности, оплачиваемый участником, для которого не
 PqЧУ
 k qрозн
ЧУ
ЧУ
ЧУ
, j ,m, z
, j ,m, z
, j,m
требуется балансового решения, в составе оплаты электроэнергии на розничном рынке;
_ пл ан
– максимальный объем потребления электрической энергии в пиковые часы, указанный
PqЧУ
ЧУ
, j ,m , z
участником в договоре, заключенном с ГП на розничном рынке;
– коэффициент, отражающий долю покупки такого участника на розничном рынке в
k qрозн
ЧУ
, j,m
месяце m.
4.2.3. Для каждой ГТП потребления (экспорта) q 0j ,z , зарегистрированной на оптовом рынке в I квартале
2010 года, рассчитывается доля  q0, j , z , которую среднее пиковое потребление в этой ГТП за I квартал
2010 года (за вычетом максимально допустимой величины собственного максимума потребления на
нужды генерации) занимает в суммарном значении такого пикового потребления в ГТП потребления
(экспорта) в ценовой зоне z:

0
q, j ,z

Pq0, j , z
P
qz
0
q, j ,z
.
4.2.4. Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ценовой зоне z (в том числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта)
_0
представлены одним участником оптового рынка), объем мощности n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , определенный для
месяца m, равен:
_0
уст _ ДПМ
n g,ДПМ
  g ,m )   q,0 j , z },
i/q, j , z ,m  max{1кВт; ( N g,i,z
где  g ,m – коэффициент, определяющий, должна ли мощность генерирующего объекта g i , z
поставляться по ДПМ в месяце m:  g ,m  0 , если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg,
и  g ,m  1 , если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg.
_0
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт,
а также для выполнения требования:
n
qz
ДПМ _ 0
g,i/q, j , z , m
_ ДПМ
.
 N g,уст
i, z
4.2.5. Для каждого поставщика I устанавливается предварительный объем мощности генерирующего
объекта g I , z на покрытие собственного потребления в ГТП потребления поставщика:
.потр. ДПМ _ 0
_0
n собств
  n g,ДПМ
g,I , z , m
I/q, j , z , m .
qz,
j I
4.2.6. Для каждой ГТП потребления (экспорта) q J0 ,z покупателя J устанавливается предварительный
объем потребления мощности, покрываемый выработкой собственных генерирующих объектов g i , z (i
= J):
. ген. ДПМ _ 0
_0
n собств
  n g,ДПМ
q,J , z
i/q,J , z .
gz,
iJ
13
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
4.2.7. Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q 0j ,z », в которых i  j ,
_0
предварительно распределенный объем мощности по ДПМ равен n g,ДПМ
i/q, j , z ,m ( i  j ).
4.3.
Определение предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС и для покрытия собственного потребления мощности поставщика при первом
заключении таких договоров в отношении генерирующего объекта
4.3.1. Для определения объемов мощности, предварительно распределенных по ДПМ и
договорам АЭС/ГЭС при их первом заключении, и объемов мощности для покрытия собственного
потребления мощности поставщика при первом заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС для каждой
пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенных в ценовой зоне z (в том
числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта) представлены одним
_1
участником оптового рынка), в соответствии с настоящим разделом определяются объемы n g,ДПМ
i/q, j , z ,m .
4.3.2. Для пар «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », в которых ГТП потребления
(экспорта) q j , z , не включенных в перечень ГТП потребления (экспорта) Q1z , в составе которых
произошли изменения в период после окончания I квартала 2010 года до даты подписания ДПМ и
_1
договоров АЭС/ГЭС, объемы n g,ДПМ
i/q, j , z ,m равны:
_1
ДПМ _ 0
1
n g,ДПМ
i/q, j , z ,m  n g,i/q, j , z ,m , (q  Qz ) .
4.3.3. Для пар «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q1j ,z », в которых ГТП потребления
(экспорта) q1j ,z , включенных в перечень ГТП потребления Q1z (экспорта), в составе которых
произошли изменения в период после окончания I квартала 2010 года до даты подписания ДПМ и
_1
договоров АЭС/ГЭС, объемы n g,ДПМ
i/q, j , z ,m определяются в следующем порядке:
а) Если на территории гарантирующего поставщика J с ГТП потребления qJГП
, z в период после
окончания I квартала 2010 года до даты подписания ДПМ была ликвидирована ГТП потребления
(экспорта)
q ликв
j,z
_1
, то объемы n g,ДПМ
равны:
i/qГП , J , z , m
_1
_0
_0
n g,ДПМ
 n g,ДПМ
 n g,ДПМ
.
i/qГП , J , z , m
i/qГП , J , z , m
i/qл икв , j, z , m
б) Если на территории гарантирующего поставщика J с ГТП потребления qJГП
, z в период после
окончания I квартала 2010 года до даты подписания ДПМ была зарегистрирована новая ГТП
ГП
нов
потребления (экспорта) q нов
j , z , то для ГТП qJ , z и q j , z рассчитываются значения среднего пикового
потребления, уменьшенные на потребление на собственные и (или) хозяйственные нужды
электростанций, Pq1ГП ,J , z и Pq1но в , j, z соответственно, за месяц (M1 – 2), где M1 – месяц, в котором
происходит подписание ДПМ:
– для новой ГТП q нов
j,z :
1
q нов , j , z
P
 max{ 0;
 max({ p
d {D1 }
э/ э
q нов , j , z , h
}, h  H, h  d )
D1
_ сн
 Pqнорм
},
нов
, j,z
где D1 – количество рабочих дней в месяце (M1 – 2);
d – рабочий день;
H – множество пиковых часов в рабочий день, установленное СО в соответствии с
Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение
№ 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
14
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Если новая ГТП зарегистрирована за участником оптового рынка – покупателем, для которого не
требуется балансового решения, то:
1
q нов , j , z
P
 max{ 0;
 max({ p
d {D1 }
э/ э
q нов , j , z , h
}, h  H, h  d )
_ розн
 PqЧУ
}
нов
, j ,m , z
D1
– для ГТП гарантирующего поставщика qJГП
,z :
в случае если в месяце (M1 – 2) новая ГТП q нов
j , z уже функционировала на оптовом рынке, то
1
q ГП , j , z
P
 max{ 0;
 max({ p
d{D1}
э/ э
q ГП , J , z , h
}, h  H, h  d )
D1
_ розн
_ сн
  PqЧУ
 Pqнорм
},
ЧУ
ГП
, j ,m, z
,J ,z
q ЧУ
в случае если в месяце (M1 – 2) новая ГТП q нов
j , z еще не функционировала на оптовом рынке, то
Pq1ГП , j , z  max{ 0;
 max({ p
d{D1 }
э/ э
q ГП ,J , z , h
/э
 pqэнов
}, h  H, h  d )
, j, z , h
D1
_ розн
_ сн
  PqЧУ
 Pqнорм
}.
ЧУ
ГП
, j ,m, z
,J ,z
q ЧУ
1
1
нов
Для ГТП qJГП
, z и q j , z рассчитываются доли  q ГП , J , z и  q нов , j, z соответственно их пикового
потребления в их суммарном пиковом потреблении в месяце (M1 – 2):

1
q ГП , J , z

1
q нов , j, z


Pq1ГП ,J , z
Pq1ГП ,J , z  Pq1нов, j, z
Pq1нов, j, z
Pq1ГП ,J , z  Pq1нов, j, z
;
.
_1
_1
Объемы n g,ДПМ
и n g,ДПМ
равны:
i/qГП , J , z , m
i/qно в , j, z , m
_1
_0
n g,ДПМ
 max{1кВт ; n g,ДПМ
  q1ГП ,J , z } ,
i/qГП , J , z , m
i/qГП , J , z , m
_1
_0
n g,ДПМ
 max{1кВт ; n g,ДПМ
  q1нов,J , z } .
i/qнов , J , z , m
i/qГП , J , z , m
в) Если в отношении ГТП потребления (экспорта) Q сменилось юридическое лицо – участник
оптового рынка, за которым зарегистрирована данная ГТП (был участник J1, стал участник J2), то
_1
объемы мощности n g,ДПМ
i/Q,J 2, z ,m равны предварительным объемам, зафиксированным в отношении ГТП
Q для участника J1:
_1
ДПМ _ 0
n g,ДПМ
i/Q,J 2, z ,m  n g,i/Q,J 1, z ,m .
_1
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт,
а также для выполнения требования:
n
qz
ДПМ _ 1
g,i/q, j , z , m
_ ДПМ
.
 N g,уст
i, z
г) Если до декабря 2010 года в ГТП потребления поставщика qJСН
, z изменился перечень станций,
потребление на собственные и хозяйственные нужды которых относится к данной ГТП потребления,
_ СН
путем увеличения их количества из множества станций sJnew
при одновременной ликвидации ГТП
,z
_ СН
потребления поставщика q ликв
, к которым относилось потребление на собственные и
j,z
_1
_ СН
хозяйственные нужды станций из множества sJnew
, то объемы n g,ДПМ
равны:
,z
i/qГП , J , z , m
15
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
n
ДПМ _ 1
g,i/qСН ,J , z ,m
_0
_0
 n g,ДПМ
 n g,ДПМ
.
i/qСН ,J , z ,m
i/qликв_ СН, j, z ,m
Для определения предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ для их первого
заключения в соответствии с настоящим пунктом устанавливается следующий порядок:
А) Осуществляется расчет объемов для перечня ГТП потребления (экспорта) Q1z , сформированного
на основании перечня участников, допущенных к торговле электрической энергией и мощностью на
сентябрь 2010 года.
Б) Осуществляются последовательные расчеты объемов для перечней ГТП потребления (экспорта) Q1z ,
сформированных на основании перечней участников, допущенных к торговле электрической энергией
и мощностью в месяцах, следующих за сентябрем 2010 года, до даты заключения ДПМ.
Для определения предварительно распределенных объемов мощности по договорам АЭС/ГЭС для их
первого заключения в соответствии с настоящим пунктом устанавливается следующий порядок:
А) Осуществляется расчет объемов для перечня ГТП потребления (экспорта) Q1z , сформированного
на основании перечня участников, допущенных к торговле электрической энергией и мощностью на
октябрь 2010 года.
Б) Осуществляются последовательные расчеты объемов для перечней ГТП потребления (экспорта) Q1z ,
сформированных на основании перечней участников, допущенных к торговле электрической энергией
и мощностью в месяцах, следующих за октябрем 2010 года, до даты заключения ДПМ.
4.3.4. Для каждого поставщика I устанавливается объем мощности генерирующего объекта g I , z ,
фиксируемый при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности на покрытие
собственного потребления в ГТП потребления поставщика q (j = I):
.потр. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n g,ДПМ
g,I/q, jI , z ,m
I/q, j I , z ,m .
4.3.5. Для каждой ГТП потребления (экспорта) q J , z покупателя J устанавливается объем потребления
мощности, фиксируемый при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности,
покрываемый выработкой собственных генерирующих объектов g i , z (i = J):
.ген. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n g,ДПМ
g,i J / q,J, z, m
i J/q, J , z ,m .
4.3.6. Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », в которых i  j , объем
мощности, предварительно распределенный по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС при их заключении,
_1
равен n g,ДПМ
i/q, j , z ,m ( i  j ).
4.3.7. С 1 мая 2015 года на основании утвержденных Наблюдательным советом Совета рынка изменений
в приложение 1 к агентскому договору, на основании которого заключены ДПМ, или к договору
АЭС/ГЭС, связанных с появлением новых генерирующих объектов g по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС,
КО осуществляет распределение объемов мощности по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС ( N g,ДПМ
i, z ) начиная
с 1-го числа месяца M наиболее поздней из следующих дат: даты получения права на участие в торговле
мощностью по условной ГТП генерации, зарегистрированной в отношении нового генерирующего
объекта g по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС, или даты заключения нового ДПМ или договора АЭС/ГЭС.
Для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z рассчитываются значения среднего пикового
потребления, уменьшенные на потребление на собственные и (или) хозяйственные нужды
электростанций, Pq, j , z за месяц M–2:
Pq , j , z  max{ 0;
 max({ p
d{D}
э/ э
q , j , z ,h
D
}, h  H, h  d )
_ сн
 Pqнорм
},
, j,z
16
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
где D – количество рабочих дней в месяце M–2;
d – рабочий день;
H – множество пиковых часов в рабочий день, установленное СО в соответствии с
Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение
№ 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z рассчитывается доля  q , j , z , которую среднее
пиковое потребление в этой ГТП (за вычетом максимально допустимой величины собственного
максимума потребления на нужды генерации) занимает в суммарном значении такого пикового
потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z:
 q1, j , z 
Pq , j , z
P
qz
.
q, j ,z
Для каждой пары ««генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ценовой зоне z (в том числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта)
_1
представлены одним участником оптового рынка), объем мощности n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , определенный для
месяца m, равен:
_1
ДПМ
1
n gДПМ
,i / q , j , z ,m  max{1кВт ; ( N g ,i , z   g ,m )   q , j , z } ,
где  g ,m – коэффициент, учитывающий дату начала поставки мощности генерирующим объектом g i , z
по ДПМ в месяце m.  g ,m  0 , если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg, и  g ,m  1 , если
месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg.
_1
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт,
а также для выполнения требования:
n
qz
ДПМ _ 1
g ,i / q , j , z , m
 N gДПМ
,i , z .
Для каждого поставщика I устанавливается объем мощности генерирующего объекта g I , z ,
фиксируемый при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности на покрытие
собственного потребления в ГТП потребления поставщика q (j = I):
.потр. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n g,ДПМ
g,I/q, jI , z ,m
I/q, j I , z ,m .
Для каждой ГТП потребления (экспорта) q J , z покупателя J устанавливается объем потребления
мощности, фиксируемый при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности,
покрываемый выработкой собственных генерирующих объектов g i , z (i = J):
.ген. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n g,ДПМ
g,i J / q,J, z, m
i J/q, J , z ,m .
Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », в которых i  j , объем
мощности, предварительно распределенный по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС при их заключении,
_1
равен n g,ДПМ
i/q, j , z ,m ( i  j ).
4.4.
Порядок взаимодействия КО и ЦФР по направлению перечня объектов генерации по
ДПМ и договорам АЭС/ГЭС
Ежемесячно, не позднее 23-го числа, КО направляет в ЦФР в электронном виде с применением
ЭП реестры генерирующих объектов по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС.
Ежемесячно, не позднее 26-го числа, ЦФР передает в КО в электронном виде с применением ЭП
Реестр АД.
17
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
5. ИЗМЕНЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНО РАСПРЕДЕЛЕННЫХ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ
ПО ДПМ И ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС
5.1.
Изменение состава ГТП или количества объектов ДПМ
5.1.1. После первого заключения ДПМ и договоров АЭС/ГЭС могут произойти следующие
изменения состава ГТП потребления (экспорта) на оптовом рынке:
а) выход новой ГТП потребления (экспорта);
б) ликвидация ГТП потребления (экспорта), функционировавшей на оптовом рынке;
в) изменение состава точек поставки в действующей ГТП потребления (экспорта) без изменения
при этом количества ГТП потребления (экспорта);
г) изменение участника оптового рынка, за которым зарегистрирована ГТП потребления
(экспорта).
5.1.2. После первого заключения ДПМ и договоров АЭС/ГЭС со стороны поставщика могут
произойти следующие изменения:
а) поставщик может принять решение о прекращении поставки мощности одного или
нескольких генерирующих объектов по ДПМ или договорам АЭС/ГЭС;
б) изменение участника оптового рынка, за которым зарегистрирована ГТП генерации
(изменение стороны договора – поставщика по ДПМ и договоров АЭС/ГЭС);
в) изменение предварительно распределенного объема мощности по ДПМ или договорам
АЭС/ГЭС, обусловленное превышением предельного объема поставки над указанной в приложении 1
к ДПМ и договору АЭС/ГЭС установленной мощностью;
г) изменение предварительно распределенного объема мощности по ДПМ или договорам
АЭС/ГЭС, обусловленное утверждением Наблюдательным советом Совета рынка изменений в
приложение 1 к агентскому договору, на основании которого заключены ДПМ, или к договору
АЭС/ГЭС.
5.2.
Изменение предварительно распределенных объемов мощности по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС
В случаях, перечисленных в пункте 5.1.1, объемы мощности, предварительно распределенные по
ДПМ и договорам АЭС/ГЭС, изменяются следующим образом:
5.2.1. При выходе новой ГТП потребления (экспорта) q нов
j , z на оптовый рынок на территории
гарантирующего поставщика J с ГТП потребления qJГП
, z предварительно распределенные по ДПМ и
ГП
договорам АЭС/ГЭС объемы мощности для ГТП q нов
j , z определяются, а для ГТП qJ , z изменяются
следующим образом.
нов
Для ГТП qJГП
, z и q j , z рассчитываются значения среднего пикового потребления, уменьшенные
на потребление на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, Pq ГП ,J , z и Pq но в, j, z
соответственно, за месяц (M – 2), где M – месяц, в котором новая ГТП потребления (экспорта) выходит
на оптовый рынок:
– для новой ГТП q нов
j,z :
Pqнов, j , z  max{ 0;
 max({ p
d{D}
э/ э
q нов , j , z , h
}, h  H, h  d )
D
_ сн
 Pqнорм
},
нов
, j,z
где D – количество рабочих дней в месяце (M – 2);
d – рабочий день;
18
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
H – множество пиковых часов в рабочий день, установленное СО в соответствии с
Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение
№ 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Если новая ГТП зарегистрирована за участником оптового рынка – покупателем, для которого не
требуется балансового решения, то:
Pq но в, j , z  max{ 0;
 max({ p
d {D}
э/ э
q но в , j , z , h
}, h  H, h  d )
_ розн
 PqЧУ
};
но в
, j ,m , z
D
– для ГТП гарантирующего поставщика qJГП
,z :
Pq ГП , j , z  max{ 0;
 max({ p
d{D}
э/ э
q ГП ,J , z , h
/э
 pqэнов
}, h  H, h  d )
, j, z , h
D
_ розн
_ сн
  PqЧУ
 Pqнорм
}.
ЧУ
ГП
, j ,m, z
,J ,z
q ЧУ
нов
Для ГТП qJГП
, z и q j , z рассчитываются доли  q ГП , J , z и  q нов , j, z соответственно их пикового
потребления в их суммарном пиковом потреблении в месяце (M – 2):
q
q
ГП
,J , z
нов
, j, z


Pq ГП ,J , z
Pq ГП ,J , z  Pqнов, j, z
Pqнов, j, z
Pq ГП ,J , z  Pqнов, j, z

;
.

_1
_1
Объемы n g,ДПМ
и n g,ДПМ
равны:
i/qГП , J , z , m
i/qно в , j, z , m
_ 1
_1
n g,ДПМ
 max{1кВт ; n g,ДПМ
  q ГП ,J , z } ,
i/qГП , J , z , m
i/qГП , J , z , m
_ 1
_1
n g,ДПМ
 max{1кВт ; n g,ДПМ
  q нов,J , z } .
i/qнов , J , z , m
i/qГП , J , z , m
В случае если для гарантирующего поставщика
меньше величины, требуемой
для расчета предварительно распределенных по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС объемов по новым ГТП,
то недостающие предварительно распределенные по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС объемы мощности
для ГТП изменяются у гарантирующего поставщика, величина собственного максимума потребления
которого максимальна по ценовой зоне, которой принадлежит новая ГТП
.
При утверждении изменений в составе перечня участников, допущенных к торговле
электрической энергией и мощностью на 1 января 2011 года, в отношении каждой ГТП потребления,
_ 1
зарегистрированной на ОРЭМ с 1 января 2011 года, объем n g,ДПМ
принимается равным 1 кВт. При
i/qно в , j, z , m


ДПМ _ 1
ДПМ _ 1
_1
этом объем n g,ДПМ
равен: n g,i/qГП ,J , z ,m  n g,i/qГП ,J , z ,m 
i/qГП , J , z , m
n
ДПМ _ 1
g,i/qнов, j, z ,m
, где {qнов} – множество всех
{q нов}
ГТП потребления, зарегистрированных на территории гарантирующего поставщика J c 1 января 2011
года.
Если ГТП q нов
j , z зарегистрирована за участником оптового рынка, имеющим генерирующие
объекты g i , z ( i  j ), в отношении которых заключаются ДПМ и договоры АЭС/ГЭС, то для такого
участника фиксируется объем мощности на покрытие собственного потребления в ГТП q нов
j,z
мощностью генерирующего объекта g i , z :
. ген. ДПМ _ 1
.потр. ДПМ _ 1
_ 1
n собств
 n собств
 n g,ДПМ
.
g,i  j / q нов , j,z, m
g,i  j / q нов , j,z, m
i  j/qнов , j, z , m
19
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Если ГТП q
ГП
J,z
гарантирующего поставщика J зарегистрирована за участником оптового рынка,
имеющим генерирующие объекты g i , z ( i  J ), в отношении которых заключаются ДПМ и договоры
АЭС/ГЭС, то для такого участника объем мощности на покрытие собственного потребления в ГТП
qJГП
, z мощностью генерирующего объекта g i , z изменяется следующим образом:
. ген. ДПМ _ 1
.потр. ДПМ _ 1
_ 1
.
n собств
 n собств
 n g,ДПМ
g,i  J / q ГП , J, z, m
g,i  J / q ГП , J, z, m
i  J/q ГП , J , z , m
5.2.2. При ликвидации ГТП потребления (экспорта) q ликв
на территории гарантирующего
j ,z
поставщика J с ГТП потребления qJГП
, z объемы мощности, предварительно распределенные по ДПМ и
договорам АЭС/ГЭС, заключенных гарантирующим поставщиком, в отношении ГТП qJГП
,z
изменяются.
а) Новые объемы мощности, предварительно распределенные по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС,
заключенным гарантирующим поставщиком, равны:
_ 1
_1
_1
n g,ДПМ
 n g,ДПМ
 n g,ДПМ
, при J  i, j  i .
i/qГП , J , z , m
i/qГП , J , z , m
i/qл икв , j, z , m
б) Если участник оптового рынка j, за которым была зарегистрирована ГТП q ликв
j , z , имеет (имел)
генерирующие объекты g i , z ( i  j ), то предварительно распределенный объем мощности по ДПМ и
договорам АЭС/ГЭС, заключенным гарантирующим поставщиком J, зафиксированный в отношении
ГТП qJГП
, z и объекта g i , z ( i  j ), изменяется следующим образом:
_ 1
_1
. ген. ДПМ _ 1
,
n g,ДПМ
 n g,ДПМ
 n собств
g,i  j / q, j,z, m
i  j/qГП , J , z , m
i  j/qГП , J , z , m
а объемы мощности, предварительно распределенные при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС
как объем мощности на покрытие собственного потребления в ГТП потребления (экспорта)
поставщика q ликв
(j = I), равны 0.
j ,z
в) Если гарантирующий поставщик J имеет генерирующие объекты g i , z ( i  J ), в отношении
которых участником j были заключены ДПМ или договоры АЭС/ГЭС, то объем потребления
мощности, предварительно распределенный для гарантирующего поставщика J при заключении ДПМ
и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности, покрываемый выработкой собственного генерирующего
объекта g i , z ( i  J ), и соответственно объем мощности, предварительно распределенный при
заключении ДПМ или договоров АЭС/ГЭС для генерирующего объекта g i , z ( i  J ) как объем
мощности на покрытие собственного потребления в ГТП qJГП
, z , изменяется следующим образом:
. ген. ДПМ _ 1
.потр. ДПМ _ 1
. ген. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n собств
 n собств
 n g,ДПМ
.
g,i  J / q ГП , J, z, m
g,i  J / q ГП , J, z, m
g,i  J/q ГП , J , z , m
i  J/q ликв , j, z , m
5.2.3. При изменении состава точек поставки в действующей ГТП без изменения при этом
количества ГТП объемы мощности, предварительно распределенные по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС
при их заключении, и объемы мощности, зафиксированные как объемы мощности на покрытие
собственного потребления, не изменяются.
5.2.4. При смене юридического лица – участника оптового рынка, за которым зарегистрирована
ГТП потребления (экспорта) Q (был участник J1, стал участник J2), объемы мощности, предварительно
распределенные по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС при их заключении, и объемы мощности,
зафиксированные как объемы мощности на покрытие собственного потребления (и покрытые
мощностью собственной генерации):
– в ДПМ или договорах АЭС/ГЭС, заключенных в отношении генерирующих объектов g i , z (
i  J 1, i  J 2 ), предварительно распределенные при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС объемы
не изменяются;
20
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
– если участник J1 имеет генерирующие объекты g i , z ( i  J1 ), то участник J2 заключает ДПМ и
договоры АЭС/ГЭС, по которым будет производиться покупка мощности генерирующих объектов
g i , z ( i  J1 ) в ГТП потребления (экспорта) Q, в которых фиксируются объемы мощности, равные:
_ 1
собств.ген. ДПМ _ 1
,
n g,ДПМ
i J1/Q,J2 , z ,m  n g,i J1 / Q,J1, z,m
а объемы мощности, предварительно распределенные при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС
как объем мощности на покрытие собственного потребления в ГТП потребления (экспорта) Q
поставщика i = J1, равны 0;
– если участник J2 имеет генерирующие объекты g i , z ( i  J 2 ), то для него фиксируются объемы
мощности генерирующего объекта g i , z ( i  J 2 ) на покрытие собственного потребления в ГТП Q
(и объемы мощности), равные:
.ген. ДПМ _ 1
.потр. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n собств
 n g,ДПМ
g,i J2 / Q,J2, z,m
g,i J2 / Q,J2, z,m
i J2/Q,J1, z ,m .
_1
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
_1
ДПМ
ДПМ
– распределяемый объем мощности по ДПМ или договорам
n g,ДПМ
i/q, j , z , m  N g,i, z , где N g,i, z

qz
АЭС/ГЭС.
5.2.5. При смене юридического лица – участника оптового рынка, за которым зарегистрирована
ГТП генерации, к которой отнесен объект G (был участник I1, стал участник I2), объемы мощности,
предварительно распределенные по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС при их заключении, и объемы
мощности, зафиксированные как объемы мощности на покрытие собственного потребления (и
покрытые мощностью собственной генерации):
– в ДПМ и договорах АЭС/ГЭС, заключенных в отношении ГТП потребления q j , z (
j  I1, j  I 2 ), предварительно распределенные при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС,
объемы не изменяются;
– если за участником I1 в ценовой зоне z зарегистрированы ГТП потребления (экспорта) q j , z (
j  I 1 ), то участники I2 и I1 заключают ДПМ (или договоры АЭС/ГЭС), по которым будет
производиться покупка мощности генерирующего объекта G в ГТП потребления (экспорта) q j , z (
j  I 1 ), в которых фиксируются объемы мощности, равные:
ДПМ _ 1
собств.ген. ДПМ _ 1
,
n G,
I2/q,jI1, z ,m  n G,I1 / q , jI1,z, m
а объемы мощности, предварительно распределенные при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС
как объем мощности на покрытие собственного потребления в ГТП потребления (экспорта) Q
поставщика I1, равны 0;
– за участником I2 в ценовой зоне z зарегистрированы ГТП потребления (экспорта) q j , z ( j  I 2
), то для него фиксируются объемы мощности генерирующего объекта G на покрытие собственного
потребления в этих ГТП потребления (экспорта), равные:
.ген. ДПМ _ 1
.потр. ДПМ _ 1
ДПМ _ 1
n собств
 n собств
 n G,
G,I 2 / q , jI2,z,m
G,I 2 / q , jI2,z,m
I1/q,jJ2 , z ,m .
_1
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m с учетом их изменений, в соответствии с настоящим разделом, могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
_1
ДПМ
.
 n g,ДПМ
i/q, j , z , m  N g,i, z
qz
21
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
5.2.6. В соответствии с ДПМ и договором АЭС/ГЭС распределяемый объем мощности N g,ДПМ
i, z
может быть увеличен до величины предельного объема поставки мощности, определенной Системным
оператором, но не более чем на 10% от указанной в приложении 1 к ДПМ или договорам АЭС/ГЭС
_ ДПМ
установленной мощности генерирующего объекта N gуст
.
,i , z
уст _ ДПМ
_ ДПМ
_ пост
N gДПМ
; min{ 1,1 N gуст
; N gпред
}] ,
,i , z  max[ N g ,i , z
,i , z
,i ,m, z
пред_пост
где N g,i,m
― предельный объем мощности в месяце m, определяемый в соответствии с Регламентом
,z
аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка).
пред_пост
При этом если в некотором месяце m предельный объем поставки мощности N g,i,m
оказался
,z
больше распределяемого объема мощности N g,ДПМ
i, z , определенного до этого месяца, то начиная с
месяца m в отношении каждой ГТП потребления, зарегистрированной на ОРЭМ, изменяется объем
мощности, предварительно распределенный по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС:
_ 1'
изм
ДПМ _ 1
n g,ДПМ
i/q, j , z , m  k g ,i , z  n g,i/q, j , z , m , где
k
изм
g ,i , z

пред_пост
_ ДПМ
min( N g,i,m
;1,1  N gуст
)
,z
,i , z
N g,ДПМ
i, z
.
_ 1'
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m с учетом их изменений, в соответствии с настоящим разделом, могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
_ 1'
ДПМ
n g,ДПМ
i/q, j , z , m  N g,i, z .

qz
5.2.7. Распределяемый объем мощности по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС N g,ДПМ
может быть
i, z
изменен в связи с утверждением Наблюдательным советом Совета рынка изменений в приложение 1 к
агентскому договору, на основании которого заключены ДПМ, или к договору АЭС/ГЭС. При этом
начиная с месяца m, в котором вступает в силу решение о внесении изменений в приложение 1 (а если
соответствующее решение вступает в силу не с первого числа месяца, то начиная с месяца, следующего
за месяцем вступления в силу решения о внесении изменений в приложение 1), в отношении каждой
ГТП потребления, зарегистрированной на ОРЭМ, изменяется договорной объем мощности,
предварительно распределенный по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС:
_ 1'
изм
ДПМ _ 1
n g,ДПМ
i/q, j , z , m  k g ,i , z  n g,i/q, j , z , m ,
где k
изм
g ,i , z

_ new
N g,ДПМ
i, z
_ old
N g,ДПМ
i, z
,
_ new
– распределяемый объем мощности по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС в отношении
Ng,ДПМ
i, z
генерирующего объекта g, указанный в утвержденном Наблюдательным советом Совета рынка
изменении в приложение 1 к агентскому договору, на основании которого заключены ДПМ, или к
договору АЭС/ГЭС;
_ old
– распределяемый объем мощности по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС в отношении
N g,ДПМ
i,z
генерирующего объекта g, действующий до утверждения Наблюдательным советом Совета рынка
изменений в приложение 1 к агентскому договору, на основании которого заключены ДПМ, или к
договору АЭС/ГЭС.
_ 1'
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m с учетом их изменений, в соответствии с настоящим разделом, могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
_ 1'
ДПМ
n g,ДПМ
i/q, j , z , m  N g,i, z .

qz
22
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
5.2.8. С 1 мая 2015 года на основании утвержденных Наблюдательным советом Совета рынка
изменений в приложение 1 к агентскому договору, на основании которого заключены ДПМ, или к
договору АЭС/ГЭС, связанных с появлением новых генерирующих объектов g по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС, КО осуществляет распределение объемов мощности по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС (
N g,ДПМ
i, z ) начиная с 1-го числа месяца M наиболее поздней из следующих дат: даты получения права на
участие в торговле мощностью по условной ГТП генерации, зарегистрированной в отношении нового
генерирующего объекта g по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС, или даты вступления в силу изменений в
ДПМ или договор АЭС/ГЭС.
Для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z рассчитываются значения среднего пикового
потребления, уменьшенные на потребление на собственные и (или) хозяйственные нужды
электростанций, Pq, j , z за месяц M–2:
Pq , j , z  max{ 0;
 max({ p
d{D}
э/ э
q , j , z ,h
}, h  H, h  d )
_ сн
 Pqнорм
},
, j,z
D
где D – количество рабочих дней в месяце M–2;
d – рабочий день;
H – множество пиковых часов в рабочий день, установленное СО в соответствии с
Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение
№ 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z рассчитывается доля  q , j , z , которую среднее
пиковое потребление в этой ГТП (за вычетом максимально допустимой величины собственного
максимума потребления на нужды генерации) занимает в суммарном значении такого пикового
потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z:
 q1, j , z 
Pq , j , z
P
qz
.
q, j ,z
Для каждой пары ««генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ценовой зоне z (в том числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта)
_1
представлены одним участником оптового рынка), объем мощности n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , определенный для
месяца m, равен:
_1
ДПМ
1
n gДПМ
,i / q , j , z ,m  max{1кВт ; ( N g ,i , z   g ,m )   q , j , z } ,
где  g ,m – коэффициент, учитывающий дату начала поставки мощности генерирующим объектом g i , z
по ДПМ в месяце m.  g ,m  0 , если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg, и  g ,m  1 ,
если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg.
_1
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт,
а также для выполнения требования:
n
qz
ДПМ _ 1
g ,i / q , j , z , m
 N gДПМ
,i , z .
Для каждого поставщика I устанавливается объем мощности генерирующего объекта g I , z ,
фиксируемый при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности на покрытие
собственного потребления в ГТП потребления поставщика q (j = I):
.потр. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n g,ДПМ
g,I/q, jI , z ,m
I/q, j I , z ,m .
23
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Для каждой ГТП потребления (экспорта) q J , z покупателя J устанавливается объем потребления
мощности, фиксируемый при заключении ДПМ и договоров АЭС/ГЭС как объем мощности,
покрываемый выработкой собственных генерирующих объектов g i , z (i = J):
.ген. ДПМ _ 1
_1
n собств
 n g,ДПМ
g,i J / q,J, z, m
i J/q, J , z ,m .
Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », в которых i  j , объем
мощности, предварительно распределенный по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС при их заключении,
_1
равен n g,ДПМ
i/q, j , z ,m ( i  j ).
5.2.9. В случае предоставления гарантирующему поставщику, функционирующему на
территории, присоединенной к территориям, объединенным в ценовые зоны оптового рынка, права на
участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с использованием ГТП
ГП _ нов
потребления qJ ,z
, предварительно распределенные по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС объемы
мощности для ГТП определяются в следующем порядке.
ГП _ нов
Для ГТП qJ ,z
рассчитывается значение собственного максимума потребления, уменьшенное
на потребление на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, Pq но в , j, z за месяц (M –
2), где M – месяц начала поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке:
PqГП нов, j , z  max{ 0;
 max({ p
э/ э
q ГП нов, j , z ,h
d{D}
}, h  H, h  d )
_ сн
 Pqнорм
}.
нов
, j ,z
D
ГП _ нов
В ценовой зоне, к которой относится ГТП qJ ,z
, выбирается ГТП гарантирующего
ГП
поставщика qJ , z , в которой максимальна величина собственного максимума потребления Pq ГП ,J , z по
ценовой зоне, определенная на основании данных за месяц (M – 2) как
Pq ГП , j , z  max{ 0;
 max({ p
d {D}
э/ э
q ГП , J , z , h
}, h  H, h  d )
_ сн
 Pqнорм
},
ГП
,J ,z
D
где D – количество рабочих дней в месяце (M – 2);
d – рабочий день;
H – множество пиковых часов в рабочий день, установленное СО в соответствии с Регламентом
определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
ГП
ГПнов
Для ГТП qJ , z и q j , z
рассчитываются доли  q ГП ,J , z и  q ГП но в, j, z соответственно их пиковому
потреблению в их суммарном пиковом потреблении в месяце (M – 2):
q
q

ГП
,J , z
ГП нов

, j, z
PqГП ,J , z
PqГП ,J , z  PqГП нов, j, z

PqГП нов, j, z
PqГП ,J ,z  PqГП нов, j,z
,
.

_1
_1
Объемы n g,ДПМ
и n g,ДПМ
равны:
i/qГП , J , z , m
i/qно в , j, z , m
24
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
n
ДПМ _ 1
g,i/qГП , J , z , m
_1
 max{1кВт ; n g,ДПМ
  q ГП ,J , z } ,
i/qГП , J , z , m
_ 1
_1
n g,ДПМ
 max{1кВт ; n g,ДПМ
  q ГП нов,J , z } .
i/qГП нов,J , z ,m
i/qГП ,J , z ,m
5.3.
Изменения ДПМ и договоров АЭС/ГЭС в случае принятия поставщиком в отношении
генерирующего объекта решения о прекращении поставки по ДПМ и в случае
окончания периода поставки мощности по ДПМ
В случае принятия поставщиком I в отношении одного или нескольких генерирующих объектов
g I , z решения о прекращении поставки мощности по ДПМ в порядке и случаях, предусмотренных в
агентских договорах, ДПМ и договорах АЭС/ГЭС, то договоры изменяются следующим образом:
5.3.1. Если указанное решение принято поставщиком в отношении части генерирующих объектов,
составляющих перечень объектов, в отношении которых заключен какой-либо ДПМ или договор
АЭС/ГЭС, то:
– генерирующие объекты g I , z исключаются из перечня генерирующих объектов g i , z , в
отношении которых заключены ДПМ и договоры АЭС/ГЭС;
– в агентских договорах генерирующие объекты g I , z исключаются из перечня объектов, в
отношении которых агент заключает ДПМ;
– в соответствующие ДПМ и договоры АЭС/ГЭС, заключенные в отношении таких объектов,
вносятся изменения: из перечня генерирующих объектов, в отношении которых заключены
соответствующие ДПМ, исключаются генерирующие объекты g I , z .
5.3.2. Если указанное решение принято поставщиком в отношении всех генерирующих
объектов, составляющих перечень объектов, в отношении которых заключен какой-либо ДПМ или
договор АЭС/ГЭС, то:
– генерирующие объекты g I , z исключаются из перечня генерирующих объектов g i , z , в
отношении которых заключены ДПМ и договоры АЭС/ГЭС;
– агентские договоры, заключенные в отношении генерирующих объектов g I , z , расторгаются;
– соответствующие ДПМ и договоры АЭС/ГЭС, заключенные в отношении таких объектов,
расторгаются.
В случае окончания периода поставки мощности по ДПМ одного или нескольких генерирующих
объектов g I , z :
– генерирующий объект g I , z исключается из перечня генерирующих объектов g i , z , в
отношении которых заключены ДПМ;
– в агентских договорах генерирующий объект g I , z исключается из перечня объектов, в
отношении которых агент заключает ДПМ;
– в соответствующие ДПМ, заключенные в отношении такого объекта, вносятся изменения: из
перечня генерирующих объектов, в отношении которых заключены соответствующие ДПМ,
исключается генерирующий объект g I , z .
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, СОСТАВЛЯЮЩИХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
ПО ПОСТАВКЕ ПО ДПМ, ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО В
РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ
6.1.
Исходные данные для определения объемов, составляющих обязательства по поставке
мощности в расчетном периоде m
Используются следующие исходные данные:
25
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
1) перечень покупателей j z , ГТП потребления (экспорта) которых зарегистрированы в ценовой
зоне z в месяце m;
2) перечень ГТП потребления (экспорта) q j , z , зарегистрированных на оптовом рынке в ценовой
зоне z за покупателем j z в месяце m (за исключением ГТП потребления, в отношении которых
в соответствии с п. 3.1 не заключаются ДПМ);
3) для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z , зарегистрированной на оптовом рынке в месяце
m, собственный максимум потребления мощности ГТП потребления q участника оптового
рынка j в месяце m (без учета потребления на собственные нужды) p qфакт
, j , m , z , определенный в
соответствии с Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке
(Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
6.1.1. Для определения обязательств по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС:
4) перечень участников оптового рынка ( G ДПМ ) – поставщиков, заключивших ДПМ и договоры
АЭС/ГЭС;
5) для каждого поставщика i из перечня G ДПМ – перечень генерирующих объектов g i , z , в
отношении которых заключены ДПМ или договоры АЭС/ГЭС;
6) для каждого генерирующего объекта g i , z :

_ ДПМ
объем установленной мощности N gуст
, указанный в отношении генерирующего
,i , z
объекта g i , z в приложении 1 к ДПМ и договорам АЭС и ГЭС;

объем мощности N gДПМ
,i , z , составляющий обязательства поставщика по поставке
мощности генерирующего объекта g i , z по совокупности ДПМ и договоров АЭС/ГЭС
(договорный объем) с учетом предусмотренной Агентским договором возможности
_ ДПМ
отличия указанного объема от объема N gуст
на 10% в большую сторону;
,i , z

месяц Mg, в котором начинается поставка мощности с использованием генерирующего
объекта g i , z в соответствии с датой начала исполнения обязательств по поставке
мощности генерирующего объекта g i , z , указанной в ДПМ или договоре АЭС/ГЭС:
o
месяц Mg соответствует месяцу, на который приходится дата начала
исполнения обязательств по поставке мощности, если эта дата – 1-е число
месяца;
o
месяц Mg соответствует месяцу, следующему за месяцем, на который
приходится дата начала исполнения обязательств по поставке мощности, в
иных случаях.
6.1.2. Для определения обязательств по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО:
7) перечень участников оптового рынка ( G ВИЭ / ТБО ) – поставщиков, заключивших ДПМ ВИЭ /
ДПМ ТБО;
8) для каждого поставщика i из перечня G ВИЭ / ТБО – перечень ГТП pi , z , в отношении которых
заключены ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО;
9) для каждой ГТП pi , z :

_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
объем установленной мощности N pуст
, указанный в отношении ГТП pi , z
,i , z
в ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО;
26
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности

месяц Mg, в котором начинается поставка мощности в соответствии с датой начала
исполнения обязательств по поставке мощности ГТП pi , z , указанной в ДПМ ВИЭ /
ДПМ ТБО:

6.2.
o
месяц Mg соответствует месяцу, на который приходится дата начала
исполнения обязательств по поставке мощности, если эта дата – 1-е число
месяца;
o
месяц Mg соответствует месяцу, следующему за месяцем, на который
приходится дата начала исполнения обязательств по поставке мощности, в
иных случаях;
месяц Ms, в котором начинается фактическое исполнение обязательств по поставке
мощности, определяемый как наиболее поздний из месяца Mg и месяца, в отношении
которого предельный объем поставки мощности объекта генерации впервые определен
Системным оператором больше нуля.
Определение объемов мощности для пар «генерирующий объект / ГТП потребления»
6.2.1. Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ценовой зоне z (в том числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта)
представлены одним участником оптового рынка), в соответствии с настоящим разделом определяются
объемы n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , исходя из которых устанавливаются объемы мощности, составляющие обязательства
по поставке мощности по ДПМ или договору АЭС/ГЭС в расчетном периоде m, а также объемы
мощности, которые должны быть поставлены для покрытия собственного потребления в ГТП
потребления (экспорта) поставщика.
6.2.2. Для каждой ГТП потребления (экспорта) q, в отношении которой участником оптового
рынка j в расчетном периоде получено право на участие в торговле электрической энергией и
мощностью (за исключением ГТП в отношении ГТП потребления гидроаккумулирующих
электростанций, к которым не отнесено потребление на собственные и хозяйственные нужды, и ГТП
экспорта участников оптового рынка, осуществляющих экспортно-импортные операции,
зарегистрированных на транзитных сечениях экспорта-импорта, соответствующих транзитным
перетокам между первой и второй ценовыми зонами (ценовой зоной и внезональным энергорайоном,
соответствующим представлению другой ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной
ценовой зоны), рассчитывается доля  qm, j , z , которую пиковое потребление в этой ГТП в месяце m
занимает в суммарном значении такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой
зоне z:

m
q, j , z

p qитог
, j ,m, z
p
qz
итог
q , j ,m, z
,
где p qитог
, j , m , z – нерегулируемая часть объема фактического пикового потребления электрической
энергии в ГТП потребления (экспорта) q участника оптового рынка j в расчетном месяце m в ценовой
зоне z, определенная в соответствии с Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на
оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
6.2.3. Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ценовой зоне z (в том числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта)
представлены одним участником оптового рынка), объем мощности n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , определенный для
месяца m, равен:
ДПМ
m
n g,ДПМ
i/q, j , z ,m  ( N g,i,z   g ,m )   q, j , z ,
27
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
где  g ,m – коэффициент, определяющий, должна ли мощность генерирующего объекта g i , z
поставляться по ДПМ в месяце m:  g ,m  0 , если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg, и
 g ,m  1 , если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg.
Величины n g,ДПМ
i/q, j , z ,m с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
ДПМ
n g,ДПМ
i/q, j , z , m  N g,i, z .

qz
6.3.
Определение объемов мощности, составляющих обязательства по поставке по ДПМ и
договорам АЭС/ГЭС в месяце m
_ дог
Объем мощности n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , составляющий обязательства в месяце m по ДПМ или договору
АЭС/ГЭС, заключенному между поставщиком i и покупателем j ( i  j ), по поставке мощности
генерирующего объекта g i , z в ГТП потребления (экспорта) q j , z (договорный объем в месяце m), равен:
_ дог
ДПМ
n g,ДПМ
i/q, j , z ,m  n g,i/q, j , z ,m .
6.4.
Определение объемов мощности, которые должны быть поставлены для покрытия
собственного потребления в ГТП потребления поставщика (объемы потребления
мощности покупателя, покрываемые мощностью собственной генерации)
Если участник оптового рынка – поставщик, осуществляющий поставку мощности по ДПМ,
имеет ГТП потребления (экспорта) q j i , z , зарегистрированные в ценовой зоне z, объем мощности
генерирующего объекта g i , z , который должен быть поставлен для покрытия собственного
.потр. ДПМ
потребления поставщика i в ГТП потребления (экспорта) q j i , z ( n собств
) (и объем потребления
g,i  j / q , j,z,m
мощности в ГТП q j i , z , покрываемый мощностью собственного генерирующего объекта g i , z (
.ген. ДПМ
), равен:
n собств
g,i / q , ji,z,m
.ген. ДПМ
.потр. ДПМ
n собств
 n собств
 n g,ДПМ
g,i / q , ji,z,m
g,i  j / q , j,z,m
i/q, j , z ,m , при i  j .
6.5.
Определение составляющих для расчета объема обязательств по поставке мощности по
ДПМ ВИЭ /ДПМ ТБО в месяце m
6.5.1. Для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z , функционирующей в зоне расположения
генерирующего объекта, в отношении которого заключен ДПМ ТБО, и в отношении которой
участником оптового рынка j в расчетном периоде получено право на участие в торговле электрической
энергией и мощностью, за исключением:

ГТП в отношении ГТП потребления гидроаккумулирующих электростанций, к которым не
отнесено потребление на собственные и хозяйственные нужды;

ГТП экспорта участников оптового рынка, осуществляющих экспортно-импортные
операции,
зарегистрированных
на
транзитных
сечениях
экспорта-импорта,
соответствующих транзитным перетокам между первой и второй ценовыми зонами (ценовой
зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой ценовой
зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны), –
рассчитывается доля  q,m j ,lc, z , которую пиковое потребление этой ГТП в месяце m занимает в
суммарном значении такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в зоне расположения
генерирующего объекта ДПМ ТБО lc:
 q,m j ,lc, z 
k
f lc
ГТП _ суб _ ЗСП
q , m , f , zp
 k
qlc f lc
 p qитог
, j ,m, z
ГТП _ суб _ ЗСП
q , m , f , zp
 p qитог
, j ,m, z
,
28
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
итог
q , j ,m, z
где p
– нерегулируемая часть объема фактического пикового потребления электрической
энергии в ГТП потребления (экспорта) q участника оптового рынка j в расчетном месяце m в
ценовой зоне z, определенная в соответствии с Регламентом определения объемов покупки и продажи
мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка);
_ суб _ ЗСП
― коэффициент отнесения объема потребления в ГТП потребления (экспорта) q к
k qГТП
, m, f , zp
субъекту Российской Федерации f и зоне свободного перетока zp в расчетном месяце m, который
рассчитывается в соответствии с Регламентом определения и актуализации параметров зон свободного
перетока ЕЭС (Приложение № 19.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
lc – зона расположения генерирующего объекта ДПМ ТБО, определяемая как:
1) территория, включающая в себя территории г. Москвы и Московской области, определяемые
административными границами указанных субъектов Российской Федерации, – в случае если
указанный генерирующий объект расположен на территории г. Москвы и (или) Московской
области;
2) территория, включающая в себя территории г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области,
определяемые административными границами указанных субъектов Российской Федерации, –
в случае если указанный генерирующий объект расположен на территории г. СанктПетербурга и (или) Ленинградской области;
3) территория субъекта Российской Федерации, на которой расположен указанный
генерирующий объект, отнесенная к соответствующей ценовой зоне оптового рынка, – в
случае если части территории указанного субъекта Российской Федерации отнесены к разным
ценовым зонам оптового рынка;
4) территория, определяемая административными границами субъекта Российской Федерации, в
котором расположен указанный генерирующий объект, – в ином случае.
6.5.2.
1) По ДПМ ВИЭ
Для каждой пары «ГТП генерации pi , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в ценовой
зоне z (в том числе для пар, в которых ГТП генерации и ГТП потребления (экспорта) представлены
дог _ непост _ ВИЭ
одним участником оптового рынка), объем мощности n p,i,q, j , z ,m
, обусловленный снижением
объема фактически поставленной мощности относительно объема установленной мощности,
указанного в приложении 1 к ДПМ ВИЭ для генерирующих объектов, отобранных по результатам
ОПВ, проведенных до 1 января 2021 года, или относительно объема мощности объекта генерации,
подлежащей поставке на оптовый рынок (объем установленной мощности), указанного в приложении
2 к ДПМ ВИЭ для генерирующих объектов, отобранных по результатам ОПВ, проведенных после 1
января 2021 года, определенный для месяца m, равен:
_ непост _ ВИЭ
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ пост
n дог
  p, m  ( Np,уст
 Np,факт
)  q,mj, z ,
p,i,q, j , z , m
i, z
i, m, z
где 𝛿𝑝,𝑚 – коэффициент, определяющий, должна ли мощность генерирующего объекта g i , z
поставляться по ДПМ ВИЭ в месяце m: 𝛿𝑝,𝑚 = 0, если месяц m наступил ранее наступления месяца
Мg, и 𝛿𝑝,𝑚 = 1, если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg;
 qm, j , z – доля, которую пиковое потребление в ГТП q j , z в месяце m занимает в суммарном значении
такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z.
_ непост _ ВИЭ
Величины n дог
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут
p,i,q, j , z , m
быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
требования:
n
qz
дог _ непост _ ВИЭ
p,i,q, j , z , m
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ пост
  p ,m  ( N p,уст
 N p,факт
).
i, z
i,m, z
2) По ДПМ ТБО
29
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Для каждой пары «ГТП генерации 𝑝𝑖,𝑧 / ГТП потребления 𝑞𝑗,𝑧 » (в том числе для пар, в которых
ГТП генерации и ГТП потребления (экспорта) представлены одним участником оптового рынка) для
дог_непост_ВИЭ
месяца m объем мощности 𝑛p,i,q,𝑗,𝑧,𝑚
, обусловленный снижением объема фактически
поставленной мощности относительно объема установленной мощности, указанного в приложении 1
к ДПМ ТБО, определяется в следующем порядке.
Определяется объем для расчета составляющей объема обязательств по поставке по ДПМ ТБО
в отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i в ценовой зоне z в расчетном месяце m:
уст_ДПМ_ВИЭ / ТБО
дог_непост_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
= 0,5 ∙ 𝛿𝑝,𝑚 ∙ (𝑁p,i,𝑧
факт_пост
− 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
),
где 𝛿𝑝,𝑚 – коэффициент, определяющий, должна ли мощность генерирующего объекта g i , z
поставляться по ДПМ ТБО в месяце m. 𝛿𝑝,𝑚 = 0, если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg,
и 𝛿𝑝,𝑚 = 1, если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg.
Определяется объем для расчета составляющей объема обязательств по поставке по ДПМ ТБО
в отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i в зоне расположения lc в расчетном месяце
m:
дог_непост_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
уст_ДПМ_ВИЭ / ТБО
= 0,5 ∙ 𝛿𝑝,𝑚 ∙ (𝑁p,i,𝑧
дог_непост_ТБО_зона_расп
дог_непост_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
факт_пост
− 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
).
могут быть скорректированы вследствие
дог_непост_ТБО_ЦЗ
их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования: 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
+
дог_непост_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
уст_ДПМ_ВИЭ / ТБО
= 𝛿𝑝,𝑚 ∙ (𝑁p,i,𝑧
величина небаланса распределяется на величину
факт_пост
− 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
). При выполнении корректировки
дог_непост_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется объем для расчета составляющей объема обязательств по поставке мощности по
ДПМ ТБО в отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i, приходящийся на покупателя j
в ГТП потребления (экспорта) q, в рамках распределения в ценовой зоне z в расчетном месяце m:
дог_непост_ТБО_ЦЗ
дог_непост_ТБО_ЦЗ
𝑚
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
∙ 𝛼q,𝑗,𝑧
,
𝑚
где 𝛼𝑞,𝑗,𝑧
– доля, которую пиковое потребление в ГТП 𝑞𝑗,𝑧 в месяце m занимает в суммарном значении
такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z.
Определяется объем для расчета составляющей объема обязательств по поставке мощности по
ДПМ ТБО в отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i, приходящийся на покупателя j
в ГТП потребления (экспорта) q, в рамках распределения в зоне расположения lc в расчетном месяце m:
дог_непост_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
дог_непост_ТБО_зона_расп
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
𝑚
∙ 𝛼q,𝑗,𝑙𝑐,𝑧
,
𝑚
где 𝛼𝑞,𝑗,𝑙𝑐,𝑧
– доля, которую пиковое потребление в ГТП 𝑞𝑗,𝑧 в месяце m занимает в суммарном значении
такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в зоне расположения lc.
Объем мощности, обусловленный снижением объема фактически поставленной мощности
относительно объема установленной мощности, указанного в приложении 1 к ДПМ ТБО, определяется
равным:
дог_непост_ТБО_зона_расп
дог_непост_ТБО_ЦЗ
дог_непост_ВИЭ
𝑛p,i,q,𝑗,𝑧,𝑚
= 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
+ 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
.
дог_непост_ТБО_зона_расп
дог_непост_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
и 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
с учетом их изменений в соответствии с
настоящим разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а
дог_непост_ТБО_зона_расп
дог_непост_ТБО_зона_расп
также для выполнения требований: ∑q∈l𝑐 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
и
дог_непост_ТБО_ЦЗ
дог_непост_ТБО_ЦЗ
∑q∈z 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
30
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННЫХ ПО
ДПМ, ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО В РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ
7.1.
Исходные данные
Для определения объемов мощности, фактически поставленных по ДПМ, договорам АЭС/ГЭС,
ДПМ ВИЭ и ДПМ ТБО в расчетном периоде m, используются следующие исходные данные:
1) объемы мощности n g,ДПМ
i/q, j , z ,m , определенные в соответствии с разделом 6 настоящего
Регламента, исходя из которых устанавливаются договорные объемы по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС в расчетном периоде m, а также объемы мощности, которые должны быть
поставлены для покрытия собственного потребления в ГТП потребления (экспорта)
поставщика;
2) объемы мощности n p,ВИЭ
i,q, j , z ,m , определенные в соответствии с разделом 6 настоящего
Регламента, исходя из которых устанавливаются договорные объемы по ДПМ ВИЭ / ДПМ
ТБО в расчетном периоде m, а также объемы мощности, которые должны быть поставлены для
покрытия собственного потребления в ГТП потребления (экспорта) поставщика;
3) доли  qm, j , z для каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z , определенные в соответствии с
разделом 6 настоящего Регламента;
_ пост
4) объемы мощности N p,факт
, фактически поставленные на оптовый рынок в месяце m в ГТП
i ,m, z
зарегистрированной в отношении генерирующего объекта g i , z , определенные в
,
соответствии с Регламентом определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности
(Приложение № 13 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
pi , z
5) доли  q, j ,lc, z для ГТП потребления (экспорта)
6 настоящего Регламента.
m
7.2.
q j , z , определенные в соответствии с разделом
Определение фактически поставленных объемов мощности для пар «генерирующий
объект / ГТП потребления»
7.2.1. Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ценовой зоне z (в том числе для пар, в которых генерирующий объект и ГТП потребления (экспорта)
ДПМ _ факт
представлены одним участником оптового рынка), определяются объемы n g,i/q,
, исходя из
j , z ,m
которых устанавливаются объемы мощности, фактически поставленные по ДПМ и договорам
АЭС/ГЭС в расчетном периоде m, а также объемы мощности, фактически поставленные для покрытия
собственного потребления в ГТП потребления (экспорта) поставщика:
_ факт
_ пост
n g,ДПМ
 ( N p,факт
  g ,m )   q,m j , z ,
i/q, j , z ,m
i,m, z
где  g ,m – коэффициент, определяющий, должна ли мощность генерирующего объекта g i , z
поставляться по ДПМ или договору АЭС/ГЭС в месяце m:  g ,m  0 , если месяц m наступил ранее
наступления месяца Мg, и  g ,m  1 , если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее
месяца Мg;
 qm, j , z – доля, которую пиковое потребление в ГТП q j , z в месяце m занимает в суммарном значении
такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z;
_ пост
– объемы мощности, фактически поставленные на оптовый рынок в месяце m в ГТП
N p,факт
i ,m, z
pi , z зарегистрированной в отношении генерирующего объекта g i , z , определенные в соответствии
,
с Регламентом определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности (Приложение №
13 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
31
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
n
ДПМ _ факт
g,i/q, j , z , m
Величины
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
_ факт
_ пост
.
n g,ДПМ
 N p,факт
i/q, j , z , m
i,m , z

qz
7.3.
Определение объемов мощности, фактически поставленных для покрытия собственного
потребления в ГТП потребления поставщика (объемы потребления мощности
покупателя, фактически покрытые мощностью собственной генерации)
Если участник оптового рынка – поставщик, осуществляющий поставку мощности по ДПМ или
договорам АЭС/ГЭС, имеет ГТП потребления (экспорта) q j i , z , зарегистрированные в ценовой зоне z,
объем мощности генерирующего объекта q j , z , который фактически поставлен для покрытия
собственного потребления поставщика i в ГТП потребления (экспорта) q j i , z (и объем потребления
мощности в ГТП q j i , z , фактически покрытый мощностью собственного генерирующего объекта q j , z ),
равен:
.ген. ДПМ _ факт
.потр. ДПМ _ факт
_ факт
n собств
 n собств
 n g,ДПМ
g,i / q , ji,z,m
g,i  j / q , j,z,m
i/q, j , z ,m , при i  j .
7.4.
Определение объема покупки мощности в ГТП потребления по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
7.4.1. Определение объемов покупки мощности в ГТП потребления по ДПМ ВИЭ и ДПМ
ТБО, распределяемых на покупателей в ценовой зоне
В отношении каждой ГТП генерации, поставка мощности в которой осуществляется по ДПМ
факт_пост_ЦЗ
ВИЭ / ДПМ ТБО, определяется объем мощности 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
, распределяемый на всех потребителей
ценовой зоны:
факт_пост_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
факт_пост_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
факт_пост
= 𝛿𝑝,𝑚 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
– для ДПМ ВИЭ;
факт_пост
= 0,5 ∙ 𝛿𝑝,𝑚 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
– для ДПМ ТБО,
где  p,m – коэффициент, определяющий, должна ли мощность ГТП pi , z поставляться по ДПМ ВИЭ
в месяце m.  p ,m  0 , если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg, и  p ,m  1 , если месяц
m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg;
_ пост
– объемы мощности, фактически поставленные на оптовый рынок в месяце m в ГТП
N p,факт
i ,m, z
pi , z , зарегистрированной в отношении генерирующего объекта g i , z , определенные в соответствии
с Регламентом определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности (Приложение №
13 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
В отношении каждой ГТП генерации pi , z , поставка мощности в которой осуществляется по ДПМ
ТБО_зона_расп
ТБО, определяется объем мощности 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
расположения генерирующего объекта lc:
ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
факт_пост_ЦЗ
, распределяемый на всех потребителей в зоне
факт_пост
= 0,5 ∙ 𝛿𝑝,𝑚 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
ТБО_зона_расп
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
округляются по правилам математического округления
до целого числа кВт. Величина небаланса между указанными величинами распределяется на величину
факт_пост_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
. Округление производится с выполнением следующего требования:
факт_пост_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
ТБО_зона_расп
+ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
факт_пост
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяются совокупные объемы поставки мощности по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО в ценовой
зоне z в месяце m:
факт_пост
𝑁𝑚,𝑧
факт_пост_ЦЗ
= ∑𝑝∈𝑧(𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
).
32
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
𝑚
Для каждой ГТП потребления q j , z , для которой 𝛼𝑞,𝑗,𝑧
> 0, рассчитывается суммарный объем
покупки по ДПМ ВИЭ и объем покупки по ДПМ ТБО, распределяемый на покупателей в ценовой
зоне:
ВИЭ_факт
𝑁𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
факт_пост
= max(1 кВт; 𝑁𝑚,𝑧
𝑚
∙ 𝛼𝑞,𝑗,𝑧
),
где  q , j , z – доля, которую пиковое потребление в ГТП q j , z в месяце m занимает в суммарном значении
такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z.
m
N ВИЭ _ факт
Величина q, j , z ,m
округляется по правилам математического округления до целого числа кВт.
Величина небаланса между совокупным объемом поставки мощности и совокупным объемом покупки
мощности в ценовой зоне распределяется на ГТП потребления (экспорта) по 1кВт, начиная с ГТП с
наибольшим пиком.
7.4.2. Определение объемов покупки мощности в ГТП потребления по ДПМ ТБО,
распределяемых на покупателей в зоне расположения генерирующего объекта ДПМ ТБО
Для каждой ГТП генерации 𝑝𝑖,𝑧 и ГТП потребления (экспорта) q j , z , функционирующей в зоне
расположения генерирующего объекта, в отношении которого заключен ДПМ ТБО, по которой
участником оптового рынка j в расчетном периоде получено право на участие в торговле электрической
энергией и мощностью, за исключением:

ГТП потребления гидроаккумулирующих электростанций, к которым не отнесено
потребление на собственные и хозяйственные нужды;

ГТП экспорта участников оптового рынка, осуществляющих экспортно-импортные
операции,
зарегистрированных
на
транзитных
сечениях
экспорта-импорта,
соответствующих транзитным перетокам между первой и второй ценовыми зонами (ценовой
зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой ценовой
зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны), –
рассчитывается объем продажи и покупки мощности:
ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
ТБО_зона_расп
где 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
ТБО_зона_расп
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
𝑚
∙ 𝛼𝑞,𝑗,𝑙𝑐,𝑧
,
– объем, определяемый в соответствии с п. 7.4.1 настоящего Регламента;
𝑚
𝛼𝑞,𝑗,𝑙𝑐,𝑧
– доля, которую пиковое потребление ГТП в месяце m занимает в суммарном значении
такого пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в зоне расположения генерирующего
объекта ДПМ ТБО lc.
ТБО_зона_расп
Величины 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧 с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
ТБО_зона_расп
ТБО_зона_расп
∑𝑞∈𝑙𝑐 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
.
7.5.
Определение объема мощности, приходящегося на потребителя при наличии штрафов
по ДПМ
7.5.1. Штраф за просрочку продавцом даты начала исполнения обязательств по поставке
мощности
Не позднее 5 апреля 2011 года при расчетах в отношении января – марта 2011 года и не позднее
пятого рабочего дня расчетного месяца при расчетах в отношении апреля 2011 года и далее КО
осуществляет расчет штрафуемого за просрочку продавцом даты начала исполнения обязательств по
поставке мощности объема мощности в отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p, в
которой должна осуществляться поставка мощности по ДПМ, поставщика i, равного величине
установленной мощности генерирующего объекта, в соответствии с приложением 1 к ДПМ в случае,
если дата начала исполнения обязательств по ДПМ в отношении генерирующего объекта g указанной
ГТП p наступила первого числа расчетного месяца или ранее, а также зафиксировано одно или
несколько из следующих событий:
33
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
- в отношении ГТП генерации p не получено право на участие в торговле электрической
энергией и мощностью;
- в отношении расчетного месяца КО использует для ГТП генерации p, зарегистрированной в
отношении генерирующего объекта g, в расчетах на оптовом рынке величину предельного
_ пост
объема поставки мощности N gпред
 0;
,i ,m, z
- по итогам аттестации (тестирования) генерирующего оборудования g СО установлено, что
фактическое месторасположение объекта генерации не соответствует его месторасположению,
указанному в приложении 1 к ДПМ;
- по итогам аттестации (тестирования) генерирующего оборудования g СО установлено, что
фактические технические характеристики (параметры) генерирующего оборудования (за
исключением минимального электрического КПД) не соответствуют указанным в приложении
1 к ДПМ значениям.
_ ДПМ
_ ДПМ
.
N gпросрочка
 N gуст
,i , m , z
,i , z
КО не осуществляет расчет штрафуемого за просрочку продавцом даты начала исполнения
обязательств по поставке мощности объема мощности в отношении генерирующего объекта g ГТП
генерации p, в отношении которой должна осуществляться поставка по ДПМ, если дата начала
исполнения обязательств по ДПМ в отношении генерирующего объекта g указанной ГТП p наступила
первого числа месяца, предшествующего расчетному, или ранее и в отношении месяца,
предшествующего расчетному, указанный штраф рассчитан не был.
В течение 3 (трех) рабочих дней с момента расчета КО направляет на рассмотрение
N просрочка _ ДПМ
Наблюдательного совета Совета рынка штрафуемый объем g ,i ,m, z
с перечнем оснований для
его расчета. В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным советом
Совета рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за просрочку продавцом даты начала
исполнения обязательств по поставке мощности в расчетном месяце, но не ранее 12-го числа месяца,
_ ДПМ
следующего за расчетным, КО производит распределение штрафуемого объема N gпросрочка
на
,i ,m, z
покупателей ценовой зоны в расчетном месяце.
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий объем штрафа:
_ ДПМ
_ ДПМ
ngпросрочка
 N gпросрочка
  qm, j , z ,
,i / q , j , m, z
,i , m, z
где  qm, j , z – доля пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) q в суммарном значении такого
пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z в месяце m;
_ ДПМ
– величина установленной мощности генерирующего объекта g, указанная в приложении
N gуст
,i , z
1 к ДПМ;
пред_пост
― предельный объем мощности генерирующего объекта g в месяце m, определяемый в
N g,i,m
,z
соответствии с Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
_ ДПМ
Величины n g,просрочка
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут быть
i/q, j , z ,m
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
_ ДПМ
_ ДПМ
.
n g,просрочка
 N g,просрочка
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
В случае если в соответствии с пунктом 7.5.7 настоящего Регламента была рассчитана величина
, то при определении штрафа за просрочку продавцом даты начала исполнения
n
обязательств по поставке мощности генерирующего объекта g участника оптового рынка i,
приходящегося за месяц m участнику оптового рынка j (i  j) в отношении ГТП потребления (ГТП
_ ДПМ
_ ДПМ
экспорта) q, величина ngпросрочка
принимается равной величине n*gпросрочка
.
,i / q , j , m, z
,i / q , j , m , z
*просрочка _ ДПМ
g ,i / q , j , m , z
34
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
7.5.2. Штраф за недопоставку мощности
Не позднее 5 апреля 2011 года при расчетах в отношении января – марта 2011 года и не позднее
пятого рабочего дня расчетного месяца при расчетах в отношении апреля 2011 года и далее КО
осуществляет расчет штрафуемого за недопоставку мощности объема мощности в отношении
генерирующего объекта g ГТП генерации p в размере объема неаттестованной мощности
генерирующего объекта g в случае, если дата начала исполнения обязательств по ДПМ в отношении
генерирующего объекта g ГТП генерации p, в которой должна осуществляться поставка мощности по
ДПМ, поставщика i наступила первого числа расчетного месяца или ранее и одновременно выполнены
следующие условия:
-
в отношении ГТП генерации p получено право на участие в торговле электрической энергией
и мощностью;
-
в отношении расчетного месяца КО использует для ГТП генерации p, зарегистрированной в
отношении генерирующего объекта g, в расчетах на оптовом рынке величину предельного
_ пост
объема поставки мощности N gпред
меньше значения величины установленной мощности
,i , m, z
генерирующего оборудования g, указанной в приложении 1 к ДПМ, уменьшенной на 10 % (с
учетом особенностей модернизируемых генерирующих объектов, поставляющих мощность по
ДПМ);
-
в расчетном периоде в отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p в соответствии
с п. 7.5.1 данного Регламента не был рассчитан штрафуемый за просрочку продавцом даты
начала исполнения обязательств по поставке мощности объем мощности:
к _ ДПМ
N gнедопостав
 N gнеатт
,i ,m, z
,i ,m, z ,
где N gнеатт
,i , m , z – объем неаттестованной мощности генерирующего объекта g, поставляющего мощность
по ДПМ, определяется в соответствии с Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на
оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
В течение 3 (трех) рабочих дней с момента расчета КО направляет на рассмотрение
к _ ДПМ
Наблюдательного совета Совета рынка штрафуемый объем N gнедопостав
с перечнем оснований для
,i ,m, z
его расчета. В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным советом
Совета рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за недопоставку мощности в расчетном
месяце, но не ранее 12-го числа месяца, следующего за расчетным, КО производит распределение
к _ ДПМ
штрафуемого объема N gнедопостав
на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце.
,i ,m, z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий объем штрафа:
к _ ДПМ
к _ ДПМ
ngнедопостав
 N gнедопостав
  qm, j , z .
,i / q , j ,m, z
,i ,m, z
к _ ДПМ
Величины n g,недопостав
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут
i/q, j , z ,m
быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
к _ ДПМ
к _ ДПМ
требования:
.
n g,недопостав
 N g,недопостав
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
КО не осуществляет расчет штрафуемого за недопоставку мощности объема мощности в
отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p, в отношении которой должна осуществляться
поставка по ДПМ, если дата начала исполнения обязательств по ДПМ в отношении генерирующего
объекта g указанной ГТП p наступила первого числа месяца, предшествующего расчетному, или ранее
и в отношении месяца, предшествующего расчетному, указанный штраф рассчитан не был.
В случае если в соответствии с пунктом 7.5.7 настоящего Регламента была рассчитана величина
, то при определении штрафа за недопоставку мощности генерирующего объекта g
n
участника оптового рынка i, приходящегося за месяц m участнику оптового рынка j (i  j) в отношении
к _ ДПМ
ГТП потребления (ГТП экспорта) q, величина ngнедопостав
принимается равной величине
,i / q , j ,m, z
*недопоставк _ ДПМ
g ,i / q , j , m, z
к _ ДПМ
.
n*gнедопостав
,i / q , j , m, z
35
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
7.5.3. Штраф за непоставку мощности
В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным советом Совета
рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за непоставку мощности, но не ранее 12-го
числа месяца (m+1), где m – расчетный период, начиная с месяца, следующего за месяцем продажи
(передачи) генерирующего объекта g, КО осуществляет расчет штрафуемого за уклонение от
исполнения ДПМ объема мощности в отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p, в
отношении которой должна осуществляться поставка по ДПМ, в случае, если дата начала исполнения
обязательств по ДПМ в отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p наступила первого
числа расчетного месяца или ранее и одновременно выполнены следующие условия:
-
Наблюдательным советом Совета рынка зафиксировано, что участник оптового рынка i в
месяце (m-1) или ранее совершил сделку (сделки) по продаже или отчуждению иным способом,
передаче в аренду или в иное владение и пользование другому лицу (лицам) введенного в
эксплуатацию и аттестованного (протестированного) генерирующего объекта g (при этом
участник i не сохраняет за собой право продажи электрической энергии и мощности такого
объекта генерации); и
-
на первое число месяца m покупателем (получателем) объекта генерации g не получено право
на участие в торговле электрической энергией и мощностью в отношении ГТП генерации p:
_ ДПМ
_ ДПМ
.
N gнепоставк
 N gуст
,i ,m, z
,i , z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий объем штрафа:
_ ДПМ
_ ДПМ
ngнепоставк
 N gнепоставк
 qm, j , z .
,i / q , j ,m, z
,i ,m, z
_ ДПМ
Величины n g,непоставк
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут
i/q, j , z ,m
быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
к_ ДПМ
к_ ДПМ
требования:
.
n g,непостав
 N g,непостав
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
n
В случае если в соответствии с пунктом 7.5.7 настоящего Регламента была рассчитана величина
, то при определении штрафа за непоставку мощности генерирующего объекта g
*непоставк_ ДПМ
g,i/q, j , z , m
участника оптового рынка i, приходящегося за месяц m участнику оптового рынка j (i  j) в отношении
_ ДПМ
ГТП потребления (ГТП экспорта) q, величина n g,непоставк
принимается равной величине
i/q, j , z , m
_ ДПМ
.
n*g,непоставк
i/q, j , z , m
7.5.4. Штраф за уклонение от исполнения ДПМ
В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным советом Совета
рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за уклонение от исполнения ДПМ в расчетном
месяце, но не ранее 12-го числа месяца, следующего за расчетным, КО осуществляет расчет
штрафуемого за уклонение от исполнения ДПМ объема мощности в отношении генерирующего
объекта g ГТП генерации p, в отношении которой должна осуществляться поставка по ДПМ, в случае
если Наблюдательным советом Совета рынка зафиксировано, что участник оптового рынка i
уклоняется от исполнения ДПМ, бездействует или совершает действия, означающие его фактический
отказ от исполнения ДПМ в целом (за исключением реализации участником оптового рынка права на
отказ, предусмотренного ДПМ), в том числе отказывается от статуса субъекта оптового рынка, либо
бездействует, или совершает действия, влекущие лишение его статуса субъекта оптового рынка:
_ ДПМ _ факт.неисп
_ ДПМ
.
N gнепоставк
 N gуст
,i ,m, z
,i , z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий объем штрафа:
_ ДПМ _ факт .неисп
_ ДПМ _ факт .неисп
ngнепоставк
 N gнепоставк
  qm, j , z .
,i / q , j ,m, z
,i ,m, z
36
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
непоставк_ ДПМ _ факт .неисп
с
g,i/q, j , z ,m
Величины n
учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом
могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
к_ ДПМ _ факт .неисп
к_ ДПМ _ факт .неисп
требования:
.
n g,непостав
 N g,непостав
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
7.5.5. Штраф за бездействие или действия, влекущие исключение ГТП генерации из состава
ГТП генерации продавца
В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным советом Совета
рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за бездействие или действия, влекущие
исключение ГТП генерации из состава ГТП генерации продавца в расчетном месяце, но не ранее 12го числа месяца, следующего за расчетным, КО осуществляет расчет штрафуемого за бездействие или
действия, влекущие исключение ГТП генерации из состава ГТП генерации продавца, объема
мощности в отношении генерирующего объекта g в ГТП генерации p, в отношении которой должна
осуществляться поставка по ДПМ, в случае если Наблюдательным советом Совета рынка
зафиксировано, что участник оптового рынка i бездействует или совершает действия, влекущие
исключение ГТП генерации p соответствующих объектов генерации, указанных в приложении 1 к
ДПМ (в том числе не введенного в эксплуатацию и (или) не аттестованного (не протестированного)
СО по состоянию на дату совершения участником оптового рынка i указанного нарушения), из состава
ГТП генерации:
_ ДПМ _ искл. ГТП
_ ДПМ
.
N gнепоставк
 N gуст
,i ,m, z
,i , z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий объем штрафа:
_ ДПМ _ искл. ГТП
_ ДПМ _ искл. ГТП
ngнепоставк
 N gнепоставк
  qm, j , z .
,i / q , j , m, z
,i , m, z
_ ДПМ _ искл. ГТП
Величины n g,непоставк
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом
i/q, j , z ,m
могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
_ ДПМ _ искл . ГТП
_ ДПМ _ искл . ГТП
требования:
.
n g,непоставк
 N g,непоставк
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
7.5.6. Штраф за продажу или отчуждение иным способом объекта генерации, находящегося на
стадии незавершенного строительства
В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным советом Совета
рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за продажу или отчуждение иным способом
объекта генерации, находящегося на стадии незавершенного строительства, в расчетном месяце, но не
ранее 12-го числа месяца, следующего за расчетным, КО осуществляет расчет штрафуемого за продажу
или отчуждение иным способом объекта генерации, находящегося на стадии незавершенного
строительства, объема мощности в отношении генерирующего объекта g в ГТП генерации p, в
отношении которой должна осуществляться поставка по ДПМ, в случае если Наблюдательным советом
Совета рынка зафиксировано, что участник оптового рынка i нарушил условия ДПМ и совершил сделку
(сделки) по продаже или отчуждению иным способом, передаче в аренду или в иное владение и
пользование другому лицу (лицам) незавершенного строительством генерирующего объекта g либо
сделку (сделки) по передаче прав и обязанностей заказчика строительства (модернизации)
генерирующего объекта g (при этом участник i не сохраняет за собой право продажи электрической
энергии и мощности такого объекта генерации):
_ ДПМ _ отчужд _ незаверш
_ ДПМ
.
N gнепоставк
 N gуст
,i ,m, z
,i , z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий объем штрафа:
_ ДПМ _ отчужд _ незаверш
_ ДПМ _ отчужд _ незаверш
ngнепоставк
 N gнепоставк
  qm, j , z .
,i / q , j ,m, z
,i ,m, z
_ ДПМ _ отчужд _ незаверш
Величины n g,непоставк
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
i/q, j , z ,m
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
_ ДПМ _ отчужд _ незаверш
_ ДПМ _ отчужд _ незаверш
выполнения требования:
.
n g,непоставк
 N g,непоставк
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
37
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Штраф не рассчитывается в случае, если, несмотря на продажу участником оптового рынка i
объекта генерации или отчуждение (передачу) его иным образом, либо совершение сделки по передаче
прав и обязанностей заказчика строительства (модернизации) генерирующего объекта g, участник
оптового рынка i сохраняет за собой право продажи электрической энергии и мощности
генерирующего объекта g.
7.5.7. Предварительное распределение объемов не поставленной (недопоставленной) по ДПМ
мощности
В случае если в повестку Наблюдательного совета Совета рынка был включен вопрос об
установлении факта неисполнения (ненадлежащего исполнения) продавцом обязательств по ДПМ и
(или) наличия оснований для расчета и списания штрафа в отношении генерирующего объекта g за
расчетный месяц m, но Наблюдательным советом Совета рынка не принято решение об установлении
факта неисполнения (ненадлежащего исполнения) продавцом обязательств по ДПМ и (или) наличия
оснований для расчета и списания штрафа (либо соответствующий вопрос не рассматривался и (или)
его рассмотрение было перенесено, либо был установлен факт неисполнения (ненадлежащего
исполнения) продавцом обязательств, но было принято решение не проводить расчет штрафа), либо
было принято решение об установлении наличия оснований для расчета и списания штрафа в
отношении генерирующего объекта g за расчетный месяц m, при этом в решении указан месяц
проведения расчета штрафа за расчетный месяц m позднее месяца m+1, КО производит
предварительное распределение объема, направленного на рассмотрение Наблюдательным советом
Совета рынка как штрафуемого объема в отношении генерирующего объекта g за расчетный месяц m,
на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце m.
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q в зависимости от вида нарушения в
_ ДПМ
отношении генерирующего объекта g за расчетный месяц m приходится объем n*gпросрочка
,
,i / q , j ,m, z
к _ ДПМ
_ ДПМ
, n *g,непоставк
, определенный в порядке, установленном пунктами 7.5.1–7.5.3
n*gнедопостав
,i / q , j , m, z
i/q, j , z ,m
к _ ДПМ
_ ДПМ
_ ДПМ
настоящего Регламента, для расчета величин: ngпросрочка
, ngнедопостав
, n g,непоставк
,i / q , j ,m, z
,i / q , j ,m, z
i/q, j , z ,m
соответственно.
В случае если Наблюдательным советом Совета рынка было принято решение о согласии с
применением к участнику оптового рынка i – продавцу по ДПМ предусмотренного пунктом 14.5 ДПМ
(Приложения № Д 16, Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) порядка взыскания
неустойки за просрочку даты начала исполнения обязательств по поставке мощности генерирующего
объекта g и расчетный месяц m относится к периоду, начиная с месяца, в котором принято
вышеуказанное решение Наблюдательного совета Совета рынка, и по 33-й месяц (включительно)
просрочки даты начала исполнения обязательства по поставке мощности такого генерирующего
объекта g, то КО не производит предварительное распределение объема, направленного на
рассмотрение Наблюдательным советом Совета рынка как штрафуемого за просрочку продавцом даты
начала исполнения обязательств по поставке мощности в отношении генерирующего объекта g за
расчетный месяц m, на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце m.
7.5.8. Порядок взаимодействия СР, КО по предоставлению информации
КО в документарном виде направляет в Совет рынка информацию о генерирующем объекте g,
предельный объем поставки которого по ДПМ равен нулю в течение 12 месяцев с даты начала
исполнения обязательства по поставке мощности на оптовый рынок по ДПМ, не позднее пятого числа
12-го месяца с даты начала исполнения обязательства по поставке мощности на оптовый рынок по
ДПМ генерирующего объекта g.
Если впоследствии предельный объем поставки мощности такого генерирующего объекта g,
определенный на некоторый месяц m, превысил нулевое значение, то КО в срок не позднее 5 (пяти)
рабочих дней с начала месяца m в документарном виде направляет в Совет рынка информацию о том,
что предельный объем поставки мощности такого генерирующего объекта g превысил нулевое
значение.
7.6.
Определение объема мощности, приходящегося на потребителя при наличии штрафов
по договорам АЭС/ГЭС
7.6.1. Штраф за просрочку продавцом даты начала исполнения обязательств по поставке
мощности
38
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Не позднее 5 апреля 2011 года при расчетах в отношении января – марта 2011 года и не позднее
пятого рабочего дня расчетного месяца при расчетах в отношении апреля 2011 года и далее КО
осуществляет расчет штрафуемого за просрочку продавцом даты начала исполнения обязательств по
поставке мощности объема мощности в отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p, в
которой должна осуществляться поставка мощности по договору АЭС/ГЭС, поставщика i, равного
величине установленной мощности генерирующего объекта, в соответствии с приложением 1 к
договору АЭС/ГЭС в случае, если дата начала исполнения обязательств по договору АЭС/ГЭС в
отношении генерирующего объекта g указанной ГТП p наступила первого числа расчетного месяца
или ранее, а также зафиксировано хотя бы одно из следующих событий:
- в отношении ГТП генерации p не получено право на участие в торговле электрической
энергией и мощностью;
- в отношении расчетного месяца КО использует для ГТП генерации p в расчетах на оптовом
_ пост
рынке величину предельного объема поставки мощности N gпред
 0.
,i ,m, z
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
_ АЭС / ГЭС
.
N gнепоставк
 N gуст
,i ,m, z
,i , z
КО не осуществляет расчет штрафуeмого за просрочку продавцом даты начала исполнения
обязательств по поставке мощности объема мощности в отношении генерирующего объекта g ГТП
генерации p, в отношении которой должна осуществляться поставка по договору АЭС/ГЭС, если дата
начала фактической поставки мощности по договору АЭС/ГЭС в отношении генерирующего объекта
g указанной ГТП p наступила первого числа месяца, предшествующего расчетному, или ранее и в
отношении месяца, предшествующего расчетному, указанный штраф рассчитан не был.
В течение 3 (трех) рабочих дней с момента расчета КО направляет на рассмотрение
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
Наблюдательного совета Совета рынка штрафуемый объем N gнепоставк
с перечнем
,i ,m, z
оснований для его расчета. В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным
советом Совета рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за просрочку продавцом даты
начала исполнения обязательств по поставке мощности в расчетном месяце, но не ранее 12-го числа
месяца, следующего за расчетным, КО производит распределение штрафуемого объема
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце.
N gнепоставк
,i ,m, z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий штрафуемый
объем мощности:
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
ngнепоставк
 N gнепоставк
  qm, j , z ,
,i / q , j , m, z
,i , m, z
где  qm, j , z – доля пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) q в суммарном значении такого
пикового потребления в ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z в месяце m;
_ АЭС / ГЭС
– величина установленной мощности генерирующего объекта g, указанная в
N gуст
,i , z
приложении 1 к договору АЭС/ГЭС;
пред_пост
― предельный объем мощности генерирующего объекта g в месяце m, определяемый в
N g,i,m
,z
соответствии с Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
Величины n g,непоставк
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом
i/q, j , z ,m
могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
к_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
к_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
требования:
.
n g,непостав
 N g,непостав
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
В случае если в соответствии с пунктом 7.6.4 настоящего Регламента была рассчитана величина
, то при определении штрафа за просрочку продавцом даты начала исполнения
n
обязательств по поставке мощности генерирующего объекта g участника оптового рынка i,
приходящегося за месяц m участнику оптового рынка j (i  j) в отношении ГТП потребления (ГТП
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
экспорта) q, величина n g,непоставк
принимается равной величине n *g,непоставк
.
i/q, j , z ,m
i/q, j , z ,m
*непоставк_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
g,i/q, j , z ,m
39
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
7.6.2. Штраф за недопоставку мощности
Не позднее 5 апреля 2011 года при расчетах в отношении января – марта 2011 года и не позднее
пятого рабочего дня расчетного месяца при расчетах в отношении апреля 2011 года и далее КО
осуществляет расчет штрафуемого за недопоставку мощности объема мощности в отношении
генерирующего объекта g ГТП генерации p, в которой должна осуществляться поставка мощности по
договору АЭС/ГЭС, поставщика i в случае, если дата начала фактической поставки мощности по
договору АЭС/ГЭС в отношении генерирующего объекта g указанной ГТП p наступила первого числа
расчетного месяца или ранее и одновременно выполнены следующие условия:
-
в отношении ГТП генерации p получено право на участие в торговле электрической энергией
и мощностью;
-
в отношении расчетного месяца КО использует для ГТП генерации p в расчетах на оптовом
_ пост
рынке величину предельного объема поставки мощности N gпред
меньше значения
,i , m, z
величины установленной мощности генерирующего оборудования g, указанной в приложении
1 к договору АЭС/ГЭС, уменьшенной на 10 %;
-
в расчетном периоде в отношении генерирующего объекта g ГТП генерации p в соответствии
с п. 7.5.1 данного Регламента не был рассчитан штрафуемый за просрочку продавцом даты
начала исполнения обязательств по поставке мощности объем мощности.
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
N gнеуст
 N gнеатт
,i ,m, z
,i , m, z ,
где N gнеатт
,i , m , z – объем неаттестованной мощности генерирующего объекта g, поставляющего мощность
по договору АЭС/ГЭС, определяется в соответствии с Регламентом определения объемов покупки и продажи
мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка).
В течение 3 (трех) рабочих дней с момента расчета КО направляет на рассмотрение
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
Наблюдательного совета Совета рынка штрафуемый объем N gнеуст
с перечнем
,i ,m, z
оснований для его расчета. В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным
советом Совета рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за недопоставку мощности в
расчетном месяце, но не ранее 12-го числа месяца, следующего за расчетным, КО производит
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
распределение штрафуемого объема N gнеуст
на покупателей ценовой зоны в
,i ,m, z
расчетном месяце.
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий штрафуемый
объем мощности:
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
ngнеуст
 N gнеуст
  qm, j , z .
,i / q , j , m, z
,i ,m, z
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
Величины n g,неуст
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
i/q, j , z ,m
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
выполнения требования:
.
n g,неуст
 N g,неуст
i/q, j , z , m
i, z , m

qz
КО не осуществляет расчет штрафуемого за недопоставку мощности объема мощности
генерирующего объекта g ГТП генерации p, в отношении которой должна осуществляться поставка по
договору АЭС/ГЭС, если дата начала исполнения обязательств по договору АЭС/ГЭС в отношении
генерирующего объекта g указанной ГТП p наступила первого числа месяца, предшествующего
расчетному, или ранее и в отношении месяца, предшествующего расчетному, указанный штраф
рассчитан не был.
В случае если в соответствии с пунктом 7.6.4 настоящего Регламента была рассчитана величина
то при определении штрафа за недопоставку мощности генерирующего
n
объекта g участника оптового рынка i, приходящегося за месяц m участнику оптового рынка j (i  j) в
*неуст _ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
,
g,i/q, j , z , m
40
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
отношении ГТП потребления (ГТП экспорта) q, величина n g,неуст
принимается
i/q, j , z ,m
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
равной величине n *g,неуст
.
i/q, j , z , m
7.6.3. Штраф за уклонение от исполнения договора АЭС/ГЭС
Не позднее 5 апреля 2011 года при расчетах в отношении января – марта 2011 года и не позднее
пятого рабочего дня расчетного месяца при расчетах в отношении апреля 2011 года и далее КО
осуществляет расчет штрафуемого за уклонение от исполнения договора АЭС/ГЭС объема мощности
в отношении генерирующего объекта g в ГТП генерации p, в случае если Наблюдательным советом
Совета рынка установлено, что участник оптового рынка i уклоняется от исполнения договора
АЭС/ГЭС, бездействует или совершает действия, означающие его фактический отказ от исполнения
договора АЭС/ГЭС в целом:
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
_ ДПМ
.
N gотказ
 N gуст
,i ,m, z
,i , z
В течение 3 (трех) рабочих дней с момента расчета КО направляет на рассмотрение
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
Наблюдательного совета Совета рынка штрафуемый объем N gотказ
с перечнем
,i ,m, z
оснований для его расчета. В течение 7 (семи) рабочих дней с момента фиксирования Наблюдательным
советом Совета рынка факта наличия оснований для взимания штрафа за уклонение от исполнения
договора АЭС/ГЭС в расчетном месяце, но не ранее 12-го числа месяца, следующего за расчетным, КО
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
производит распределение штрафуемого объема N gотказ
на покупателей
,i ,m, z
ценовой зоны в расчетном месяце.
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующий штрафуемый
объем мощности:
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
ngотказ
 N gотказ
  qm, j , z .
,i / q , j ,m, z
,i ,m, z
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт.неисп
Величины n отказ
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
g,i/q, j , z ,m
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ факт .неисп
выполнения требования:
.
n отказ
 N g,отказ
g,i/q, j , z , m
i, z , m

qz
7.6.4. Предварительное распределение объемов не поставленной (недопоставленной) по
договорам АЭС/ГЭС мощности
В случае если в повестку Наблюдательного совета Совета рынка был включен вопрос об
установлении факта неисполнения (ненадлежащего исполнения) продавцом обязательств по
договорам АЭС/ГЭС и (или) наличия оснований для расчета и списания штрафа в отношении
генерирующего объекта g за расчетный месяц m, но Наблюдательным советом Совета рынка не принято
решение об установлении факта неисполнения (ненадлежащего исполнения) продавцом обязательств
по договорам АЭС/ГЭС и (или) наличия оснований для расчета и списания штрафа (либо
соответствующий вопрос не рассматривался и (или) его рассмотрение было перенесено, либо был
установлен факт неисполнения (ненадлежащего исполнения) продавцом обязательств, но было
принято решение не проводить расчет штрафа до принятия Наблюдательным советом Совета рынка
соответствующего решения об их расчете в порядке и случаях, указанных в данном решении), КО
производит предварительное распределение объема, направленного на рассмотрение
Наблюдательным советом Совета рынка как штрафуемого объема в отношении генерирующего
объекта g за расчетный месяц m, на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце m.
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q в зависимости от вида нарушения в
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
отношении генерирующего объекта g за расчетный месяц m приходится объем n *g,непоставк
i/q, j , z ,m
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
, n *g,неуст
, определенный в порядке, установленном пунктами 7.6.1, 7.6.2 настоящего
i/q, j , z , m
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС
_ ДПМ _ АЭС / ГЭС _ неатт
Регламента для расчета величин n g,непоставк
, n g,неуст
соответственно.
i/q, j , z ,m
i/q, j , z ,m
7.7.
Определение объема мощности, приходящегося на потребителя при наличии штрафов
по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
41
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
7.7.1. Штраф за непоставку (недопоставку) мощности генерирующими объектами ДПМ ВИЭ
/ ДПМ ТБО
1) По ДПМ ВИЭ
а) Если КО от Совета рынка получена информация о принятии Наблюдательным советом
Совета рынка решения о предоставлении отсрочки или о непроведении расчета и списания штрафов
за неисполнение (ненадлежащее исполнение) обязательств по ДПМ ВИЭ в отношении ГТП генерации
p  Pm
ВИЭ _ предв _ штрафы
участника оптового рынка i за расчетный месяц m, КО формирует
предварительное распределение величины штрафуемого объема N pштраф
,i ,m, z в расчетном месяце m на
покупателей ценовой зоны:
ка _ ДПМ _ ВИЭ _ предв
m
n недопостав
 N pштраф
p ,i ,q , j , m, z
,i , m, z   q , j , z ,
ВИЭ _ предв _ штрафы
– множество ГТП генерации p в расчетном месяце m, определенное в
P
где m
соответствии с разделом 26 Регламента финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (Приложение
№ 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
– штрафуемый объем мощности ГТП p, поставляющей мощность по ДПМ ВИЭ,
N pштраф
,i ,m, z
определяемый в соответствии с Регламентом определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке
(Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
ка _ ДПМ _ ВИЭ _ предв
Величины n недопостав
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
p ,i , q , j ,m, z
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
ка _ ДПМ _ ВИЭ _ предв
выполнения требования:
n недопостав
 N pштраф
p ,i , q , j , m , z
,i , m , z .

qz
б) В отношении ГТП генерации p  Pm
ВИЭ _ предв _ штрафы
участника оптового рынка i КО
штраф
p ,i , m, z
производит распределение штрафуемого объема N
на покупателей ценовой зоны в расчетном
месяце m, при этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q по ДПМ ВИЭ приходится
следующий объем штрафа:
ка _ ДПМ _ ВИЭ
m
.
n недопостав
 N pштраф
p ,i , q , j , m, z
,i , m, z   q , j , z
ка _ ДПМ _ ВИЭ
Величины n недопостав
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом
p ,i , q , j ,m, z
могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
ка _ ДПМ _ ВИЭ
требования:
n недопостав
 N pштраф
p ,i , q , j , m , z
,i , m , z .

qz
В случае если по ДПМ ВИЭ дата начала поставки, наступившая до 31 декабря 2015 года, была
ка _ ДПМ _ ВИЭ
перенесена на более позднюю дату, то величина n недопостав
p ,i , q , j ,m, z
не рассчитывается в отношении
месяца, в котором выполнены условия, предусмотренные ДПМ ВИЭ для переноса даты начала поставки
на более позднюю дату.
2) По ДПМ ТБО
В отношении ГТП генерации 𝑝 ∉ 𝑃𝑚 ВИЭ_предв_штрафы участника оптового рынка i КО производит
штраф
распределение штрафуемого объема по ДПМ ТБО Np,i,m,z на покупателей ценовой зоны z и зоны
расположения lc в расчетном месяце m в следующем порядке.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей ценовой
зоны z:
штраф
недопоставка_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧 .
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей зоны
расположения lc:
42
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
недопоставка_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
штраф
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧 .
недопоставка_ТБО_зона_расп
недопоставка_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
могут быть скорректированы
вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
недопоставка_ТБО_зона_расп
штраф
недопоставка_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
+ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧 . При выполнении корректировки величина
недопоставка_ТБО_ЦЗ
небаланса распределяется на величину 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по ценовой зоне z:
недопоставка_ТБО_ЦЗ
nнедопоставка_ТБО_ЦЗ
= Np,i,m,z
⋅ αm
q,j,z .
p,i,q,j,m,z
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по зоне расположения lc:
недопоставка_ТБО_зона_расп
np,i,q,j,m,lc,z
недопоставка_ТБО_зона_расп
= Np,i,m,lc,z
⋅ αm
q,j,lc,z .
Штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП потребления
(экспорта) q, определяется равным:
недопоставка_ДПМ_ВИЭ
np,i,q,j,m,z
недопоставка_ТБО_ЦЗ
недопоставка_ТБО_ЦЗ
= np,i,q,j,m,z
недопоставка_ТБО_зона_расп
+ np,i,q,j,m,lc,z
.
недопоставка_ТБО_зона_расп
Величины np,i,q,j,m,z
и np,i,q,j,m,lc,z
с учетом их изменений в соответствии
с настоящим разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а
недопоставка_ТБО_зона_расп
недопоставка_ТБО_зона_расп
также для выполнения требований: ∑q∈l𝑐 np,i,q,j,m,lc,z
= Np,i,m,lc,z
и
недопоставка_ТБО_ЦЗ
∑q∈z nнедопоставка_ТБО_ЦЗ
= Np,i,m,z
.
p,i,q,j,m,z
В случае если ДПМ ТБО заключен по результатам отбора проектов ТБО, проведенного до 1
n недопоставка _ ДПМ _ ВИЭ
января 2018 года, то величина p ,i ,q , j ,m, z
не рассчитывается в отношении месяца,
приходящегося на период с 1-го по 12-й месяц (включительно) с даты начала поставки мощности по
ДПМ ТБО.
7.7.2. Штраф за уклонение от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
КО в месяце m осуществляет расчет величины N pуклон
для определения штрафа за
,i , m , z
отказ от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО путем совершения продавцом каких-либо действий (или
бездействия), повлекших невозможность исполнения начиная с месяца m+1 ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
(далее – уклонение от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО).
Факт уклонения от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО начиная с месяца m+1 в отношении ГТП
генерации p устанавливается в случае выполнения в месяце m хотя бы одного из следующих условий:
1) для ДПМ ТБО предельный объем поставки мощности равен нулю в течение 25 месяцев с
даты начала поставки мощности;
2) для ДПМ ВИЭ, заключенных по результатам ОПВ, проводимых до 1 января 2021 года,
предельный объем поставки мощности равен нулю в отношении 13 месяцев с даты начала поставки
мощности и продавец признан отказавшимся от исполнения ДПМ ВИЭ;
3) для ДПМ ВИЭ, заключенных по результатам ОПВ, проводимых после 1 января 2021 года,
предельный объем поставки мощности равен нулю в отношении 9 месяцев с даты начала поставки
мощности и продавец признан отказавшимся от исполнения ДПМ ВИЭ;
4) для ДПМ ВИЭ, заключенных по результатам ОПВ, проводимых после 1 января 2021 года, в
случае предоставления первоначального дополнительного обеспечения, предельный объем поставки
мощности равен нулю в отношении 17 месяцев с даты начала поставки мощности и продавец признан
отказавшимся от исполнения ДПМ ВИЭ;
5) для ДПМ ВИЭ в случае предоставления дополнительного обеспечения либо повторного
дополнительного обеспечения предельный объем поставки мощности равен нулю в течение 25 месяцев
с даты начала поставки мощности и продавец признан отказавшимся от исполнения ДПМ ВИЭ;
6) для ДПМ ВИЭ, заключенных в отношении генерирующего объекта гидрогенерации по
43
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
результатам ОПВ, проводимых до 1 января 2021 года (за исключением генерирующего объекта
гидрогенерации, отобранного по результатам ОПВ, проведенного не позднее 1 января 2017 года), в
случае предоставления дополнительного обеспечения на 39 месяцев с даты начала поставки мощности,
предельный объем поставки мощности равен нулю в отношении 37 месяцев с даты начала поставки
мощности и продавец признан отказавшимся от исполнения ДПМ ВИЭ;
7) для ДПМ ВИЭ, заключенных в отношении генерирующего объекта гидрогенерации по
итогам ОПВ, проведенного не позднее 1 января 2017 года, в случае если предельный объем поставки
равен нулю в течение 25 месяцев с даты начала поставки мощности и продавцом по ДПМ ВИЭ не
предоставлено дополнительное обеспечение на 51 месяц с даты начала поставки мощности, – с первого
числа месяца, следующего за месяцем, в котором истекает период, указанный в п. 7.19’ Регламента
проведения отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе
использования возобновляемых источников энергии (Приложение № 27 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка), в течение которого продавец по ДПМ ВИЭ обязан предоставить обеспечение
исполнения обязательств на 51 месяц с даты начала поставки мощности;
8) для ДПМ ВИЭ, заключенных в отношении генерирующего объекта гидрогенерации по
итогам ОПВ, проведенного не позднее 1 января 2017 года, в случае предоставления дополнительного
обеспечения на 51 месяц с даты начала поставки мощности, предельный объем поставки мощности
равен нулю в отношении 49 месяцев с даты начала поставки мощности и продавец признан
отказавшимся от исполнения ДПМ ВИЭ;
9) субъект оптового рынка лишен статуса субъекта оптового рынка и исключен из Реестра
субъектов оптового рынка;
10) участник оптового рынка лишен права на участие в торговле электрической энергией
(мощностью) с 1-го числа месяца m+1 в отношении ГТП генерации, с использованием которой
осуществляется поставка мощности по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО (за исключением случаев, когда дата
принятия решения о лишении продавца права на участие в торговле электрической энергией и (или)
мощностью на оптовом рынке приходится на месяцы m с апреля по декабрь 2022 года включительно).
N уклон _ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
Величина p,i ,m, z
для определения штрафа за уклонение от исполнения ДПМ ВИЭ
/ ДПМ ТБО начиная с месяца m+1 в отношении ГТП генерации p не рассчитывается в случае, если:
− месяц m+1 относится к периоду с апреля по декабрь 2022 года по основаниям, указанным в
подпунктах 1–9 настоящего пункта;
−
дата принятия решения о лишении продавца права на участие в торговле электрической
энергией и (или) мощностью на оптовом рынке приходится на месяцы m с апреля по декабрь 2022 года
включительно.
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
.
N pуклон
 N p,уст
,i , m, z
i, z
1)
Для ДПМ ВИЭ
В отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i КО производит распределение
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
штрафуемого объема Np,i,m,z
на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце m, при этом
на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q по ДПМ ВИЭ приходится следующий объем штрафа:
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
n pуклон
 N pуклон
  qm, j , z .
,i , q , j , m, z
,i , m, z
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
Величины n pуклон
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом
,i , q , j , m, z
могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
требования:
.
n pуклон
 N pуклон
,i , q , j , m , z
,i , m , z

qz
2)
Для ДПМ ТБО
В отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i КО производит распределение
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
штрафуемого объема по ДПМ ТБО Np,i,m,z
на покупателей ценовой зоны z и зоны
расположения lc в расчетном месяце m в следующем порядке.
44
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей
ценовой зоны z:
уклон_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей зоны
расположения lc:
уклон_ТБО_зона_расп
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
уклон_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
уклон_ТБО_зона_расп
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
.
округляются по правилам математического
уклон_ТБО_ЦЗ
округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования: 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
уклон_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
распределяется на
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
уклон_ТБО_ЦЗ
величину 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
+
Величина небаланса между указанными величинами
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по ценовой зоне z:
уклон_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
уклон_ТБО_ЦЗ
= Np,i,m,z
⋅ αm
q,j,z .
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по зоне расположения lc:
уклон_ТБО_зона_расп
np,i,q,j,m,lc,z
уклон_ТБО_зона_расп
= Np,i,m,lc,z
⋅ αm
q,j,lc,z .
Штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП потребления
(экспорта) q, определяется равным:
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
уклон_ТБО_ЦЗ
уклон_ТБО_зона_расп
= 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
уклон_ТБО_ЦЗ
+ 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
.
уклон_ТБО_зона_расп
Величины np,i,q,j,m,z
и np,i,q,j,m,lc,z
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
уклон_ТБО_зона_расп
уклон_ТБО_зона_расп
уклон_ТБО_ЦЗ
выполнения требований: ∑q∈l𝑐 np,i,q,j,m,lc,z
= Np,i,m,lc,z
и ∑𝑞∈𝑧 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
=
уклон_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
В случае наличия оснований для одновременного расчета штрафов за непоставку (недопоставку)
мощности генерирующими объектами ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО и за уклонение от исполнения ДПМ
ВИЭ / ДПМ ТБО, КО осуществляет расчет величин для определения штрафов по обоим основаниям.
В случае наличия оснований для одновременного расчета штрафов за невыполнение продавцом
требований по обеспечению исполнения обязательств по ДПМ ВИЭ / непредоставление обеспечения
исполнения обязательств по ДПМ ТБО и за уклонение от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО, КО
осуществляет расчет штрафа только за уклонение от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО.
В случае наличия оснований для одновременного расчета штрафов за недостоверность
предоставленного заверения по ДПМ ВИЭ и за уклонение от исполнения ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО, КО
осуществляет расчет величин для определения штрафов по обоим основаниям.
7.7.3. Штраф за невыполнение продавцом требований по обеспечению исполнения
обязательств по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
КО осуществляет расчет величины
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
для определения штрафа за
N pобеспеч
,i ,m, z
невыполнение продавцом требований по обеспечению исполнения обязательств по ДПМ ВИЭ / ДПМ
ТБО в отношении ГТП генерации p при неисполнении участником оптового рынка i в месяце m
обязанности продавца предоставить новое обеспечение (внести изменения в обеспечение) в
соответствии с разделом 7 Регламента проведения отборов инвестиционных проектов по строительству
генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии
(Приложение № 27 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) / приложением 4 Регламента
проведения конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству (реконструкции, модернизации)
45
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
генерирующих объектов, функционирующих на основе использования отходов производства и потребления
(Приложение № 27.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка):
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
.
N pобеспеч
 N p,уст
,i ,m, z
i, z
1)
Для ДПМ ВИЭ
В отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i КО производит распределение
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
штрафуемого объема Np,i,m,z
на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце m, при
этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q по ДПМ ВИЭ приходится следующая величина
для расчета штрафа:
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
n обеспеч
 N pобеспеч
  qm, j , z .
p ,i , q , j ,m, z
,i , m , z
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
Величины n обеспеч
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом
p ,i , q , j , m, z
могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
требования:
.
n обеспеч
 N pобеспеч
p ,i , q , j , m , z
,i , m , z

qz
2)
Для ДПМ ТБО
В отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i КО производит распределение
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
штрафуемого объема по ДПМ ТБО Np,i,m,z
на покупателей ценовой зоны z и зоны
расположения lc в расчетном месяце m в следующем порядке.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей ценовой
зоны z:
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
обеспеч_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей зоны
расположения lc:
обеспеч_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
обеспеч_ТБО_зона_расп
обеспеч_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
.
округляются по правилам математического
обеспеч_ТБО_ЦЗ
округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования: 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
+
обеспеч_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
распределяется на величину
. Величина небаланса между указанными величинами
обеспеч_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по ценовой зоне z:
обеспеч_ТБО_ЦЗ
nобеспеч_ТБО_ЦЗ
= Np,i,m,z
⋅ αm
q,j,z .
p,i,q,j,m,z
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по зоне расположения lc:
обеспеч_ТБО_зона_расп
np,i,q,j,m,lc,z
обеспеч_ТБО_зона_расп
= Np,i,m,lc,z
⋅ αm
q,j,lc,z .
Штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП потребления
(экспорта) q, определяется равным:
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
np,i,q,j,m,z
обеспеч_ТБО_ЦЗ
обеспеч_ТБО_зона_расп
= np,i,q,j,m,lc,z
+ nобеспеч_ТБО_ЦЗ
.
p,i,q,j,m,z
обеспеч_ТБО_зона_расп
Величины np,i,q,j,m,z
и np,i,q,j,m,lc,z
с учетом их изменений в соответствии с
настоящим разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а
обеспеч_ТБО_зона_расп
∑q∈l𝑐 nобеспеч_ТБО_зона_расп
также
для
выполнения
требований:
= Np,i,m,lc,z
и
p,i,q,j,m,lc,z
обеспеч_ТБО_ЦЗ
∑q∈z nобеспеч_ТБО_ЦЗ
= Np,i,m,z
.
p,i,q,j,m,z
46
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
В случае наличия оснований для одновременного расчета штрафов за непоставку (недопоставку)
мощности генерирующими объектами ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО и за невыполнение продавцом
требований по обеспечению исполнения обязательств по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО, КО осуществляет
расчет величин для определения штрафов по обоим основаниям.
В случае наличия оснований для одновременного расчета штрафов за недостоверность
заверений по ДПМ ВИЭ и за невыполнение продавцом требований по обеспечению исполнения
обязательств по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО, КО осуществляет расчет величин для определения штрафов
по обоим основаниям.
7.7.4. Объем для расчета штрафа за высокий показатель неготовности генерирующих объектов
ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО
КО определяет объем мощности для расчета штрафа в случае, если показатель неготовности в
отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i в ценовой зоне z превышает минимальную
величину из предельного объема поставки мощности и объема установленной мощности, в расчетном
месяце m:
_ ДПМ _ ВИЭ
_ негот
N pнегот
 N pштраф
,
,i , m , z
,i ,m, z
штраф_ негот
где N p,i ,m, z
– объем для расчета штрафа, определяемый в соответствии с разделом 6 Регламента
определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
1)
По ДПМ ВИЭ
В отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i КО производит распределение
негот_ДПМ_ВИЭ
штрафуемого объема 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
на покупателей ценовой зоны в расчетном месяце m, при этом на
покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q по ДПМ ВИЭ приходится следующая величина для
расчета штрафа:
_ ДПМ _ ВИЭ
_ ДПМ _ ВИЭ
n негот
 N pнегот
  qm, j , z .
p ,i ,q , j ,m, z
,i , m , z
негот _ ДПМ _ ВИЭ
Величины n p,i ,q, j ,m, z
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут
быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
_ ДПМ _ ВИЭ
_ ДПМ _ ВИЭ
n негот
 N pнегот
требования:
.
p ,i , q , j , m , z
,i , m , z

qz
2) По ДПМ ТБО
В отношении ГТП генерации p участника оптового рынка i КО производит распределение
негот_ДПМ_ВИЭ
штрафуемого объема по ДПМ ТБО Np,i,m,z
на покупателей ценовой зоны z и зоны
расположения lc в расчетном месяце m в следующем порядке.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей ценовой
зоны z:
штраф_негот
негот_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателей зоны
расположения lc:
негот_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
негот_ТБО_зона_расп
негот_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
штраф_негот
= 0,5 ∙ 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
округляются по правилам математического
негот_ТБО_ЦЗ
округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования: 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
+
негот_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
штраф_негот
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
распределяется на величину
.
Величина
небаланса
между
указанными
величинами
негот_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
47
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по ценовой зоне z:
негот_ТБО_ЦЗ
nнегот_ТБО_ЦЗ
= Np,i,m,z
⋅ αm
q,j,z .
p,i,q,j,m,z
Определяется штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП
потребления (экспорта) q в рамках распределения по зоне расположения lc:
негот_ТБО_зона_расп
np,i,q,j,m,lc,z
негот_ТБО_зона_расп
= Np,i,m,lc,z
⋅ αm
q,j,lc,z .
Штрафуемый объем по ГТП генерации p, приходящийся на покупателя j в ГТП потребления
(экспорта) q, определяется равным:
негот_ТБО_зона_расп
nнегот_ДПМ_ВИЭ
= np,i,q,j,m,lc,z
p,i,q,j,m,z
+ nнегот_ТБО_ЦЗ
.
p,i,q,j,m,z
негот_ТБО_зона_расп
Величины nнегот_ТБО_ЦЗ
и np,i,q,j,m,lc,z
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
p,i,q,j,m,z
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
негот_ТБО_зона_расп
негот_ТБО_зона_расп
негот_ТБО_ЦЗ
выполнения требований: ∑q∈l𝑐 np,i,q,j,m,lc,z
= Np,i,m,lc,z
и ∑q∈z np,i,q,j,m,z
=
негот_ТБО_ЦЗ
Np,i,m,z
.
7.7.5. Штраф за недостоверность заверений
КО
осуществляет
расчет
величины
_ ДПМ _ ВИЭ
N pнедост
,i ,m, z
для
определения
штрафа
за
недостоверность заверений по ДПМ ВИЭ в отношении ГТП генерации p в случае, если в месяце m
решением Правления КО установлен факт наличия оснований для взимания штрафа за
недостоверность заверений, предоставленных участником оптового рынка для участия в отборе
проектов ВИЭ, проводимых после 1 апреля 2017 года.
_ ДПМ _ ВИЭ
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
.
N pнедост
 N pуст
,i ,m, z
,i , z
При этом на покупателя j в ГТП потребления (экспорта) q приходится следующая величина для
расчета штрафа:
_ ДПМ _ ВИЭ
_ ДПМ _ ВИЭ
n недост
 N pнедост
  qm, j , z .
p ,i , q , j ,m, z
,i ,m, z
_ ДПМ _ ВИЭ
Величины n недост
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут
p,i,q, j , z , m
быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
требования:
n
qz
недост _ ДПМ _ ВИЭ
p,i,q, j , z , m
_ ДПМ _ ВИЭ
 N p,недост
.
i, z , m
В случае наличия оснований для одновременного расчета штрафов за непоставку (недопоставку)
мощности генерирующими объектами ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО и за недостоверность предоставленного
заверения по ДПМ ВИЭ, КО осуществляет расчет величин для определения штрафов по обоим
основаниям.
8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ОБЪЕМА МОЩНОСТИ, ПОКУПАЕМОЙ ПО ДПМ,
ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ, ДЛЯ РАСЧЕТА АВАНСОВЫХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ
В РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ
8.1. В отношении каждой ГТП потребления (экспорта) q j , z участника оптового рынка j (за
исключением ГТП в отношении ГТП потребления (экспорта), получивших допуск к торговле
электроэнергией (мощностью) в расчетном месяце, ГТП потребления, к которым относится
потребление на собственные и хозяйственные нужды электростанций участника оптового рынка,
ГТП потребления гидроаккумулирующих электростанций, к которым не отнесено потребление на
собственные и хозяйственные нужды, и ГТП экспорта участников оптового рынка,
осуществляющих экспортно-импортные операции, зарегистрированных на транзитных сечениях
экспорта-импорта, соответствующих транзитным перетокам между первой и второй ценовыми
48
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
зонами (ценовой зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой
ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны) рассчитывается доля
 qаванс
, j , m , z , которую пиковое потребление в этой ГТП для расчета авансовых обязательств в
отношении расчетного периода m занимает в суммарном значении такого пикового потребления в
ГТП потребления (экспорта) в ценовой зоне z:

аванс
q , j ,m, z

_ итог
p qаванс
, j ,m, z
p
qz
аванс_ итог
q , j ,m, z
,
_ итог
где pqаванс
– итоговая величина фактического пикового потребления электрической энергии
, j , m, z
для расчета авансовых обязательств в отношении ГТП потребления (экспорта) q участника
оптового рынка j в расчетном месяце m в ценовой зоне z, определенная в соответствии с Регламентом
определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРОДАВАЕМЫХ (ПОКУПАЕМЫХ) ПО
ДПМ, ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ДПМ ВИЭ, ДЛЯ РАСЧЕТА АВАНСОВЫХ
ТРЕБОВАНИЙ (ОБЯЗАТЕЛЬСТВ) В РАСЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ
9.1.
Объемы мощности, продаваемые по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС, для расчета авансовых
обязательств
Для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », расположенной в
ДПМ _ аванс
ценовой зоне z, определяются объемы n g,i/q,
, исходя из которых устанавливаются объемы
j , z ,m
мощности для расчета авансовых требований (обязательств) по ДПМ и договорам АЭС/ГЭС в
расчетном периоде m:
_ аванс
_ пост
ДПМ
аванс
n gДПМ
 min(max( 0; N gпред
 pgнорм
,i/q , j ,m, z
,i ,m, z
,i ,m, z ); N g ,i , z   g ,m )   q , j ,m, z ,
где  g ,m ― коэффициент, определяющий, должна ли мощность генерирующего объекта g i , z
поставляться по ДПМ или договору АЭС/ГЭС в месяце m.  g ,m  0 , если месяц m наступил ранее
наступления месяца Мg, и  g ,m  1 , если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее
месяца Мg;
 qаванс
, j , m , z ― доля, которую пиковое потребление в ГТП q j , z для расчета авансовых обязательств в
месяце m занимает в суммарном значении такого пикового потребления в ГТП потребления
(экспорта) для расчета авансовых требований (обязательств) в ценовой зоне z;
― объем мощности, составляющий обязательства поставщика по поставке мощности на
N g,ДПМ
i,z
оптовый рынок в месяце m с использованием генерирующего объекта g i , z ;
пред_пост
― предельный объем мощности генерирующего объекта g i , z в месяце m, определяемый
N g,i,m
,z
в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка);
p норм
p ,i , m, z
― максимально допустимая величина собственного максимума потребления на
собственные и хозяйственные нужды электростанции, определяемая в соответствии с Регламентом
актуализации расчетной модели (Приложение № 3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) и распределенная между ГТП генерации электростанции в соответствии с Регламентом
49
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
Величины
_ аванс
n g,ДПМ
i/q, j ,m, z
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут быть
скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения требования:
n
qz
9.2.
ДПМ _ ав анс
g,i/q, j , m , z
_ пост
ДПМ
 min(max( 0; N gпред
 p gнорм
,i , m , z
,i , m , z ); N g ,i , z   g , m )
.
Объемы мощности, продаваемые по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО, для расчета авансовых
обязательств
Для каждой пары «ГТП генерации pi , z /ГТП потребления q j , z », расположенной в ценовой зоне
_ ВИЭ _ аванс
z, определяются объемы n p,ДПМ
, исходя из которых устанавливаются объемы мощности для
i,q, j , z , m
расчета авансовых требований (обязательств) по ДПМ ВИЭ / ДПМ ТБО в расчетном периоде m:
1) ДПМ ВИЭ
_ ВИЭ _ аванс
_ пост
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
.
n p,ДПМ
 min( N pпред
; N pуст
)   p,m   qаванс
i,q, j , z , m
,i ,m, z
,i , z
, j , m, z
_ ВИЭ _ аванс
Величины n p,ДПМ
с учетом их изменений в соответствии с настоящим разделом могут
i,q, j , z , m
быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для выполнения
_ ВИЭ _ ав анс
_ пост
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
требования:  n p,ДПМ
 min( N pпред
; N pуст
)   p ,m .
i,q, j , z , m
,i , m , z
,i , z
qz
2) Для ДПМ ТБО
Определяется объем мощности для расчета авансовых требований в отношении ГТП генерации
p участника оптового рынка i в ценовой зоне z в расчетном месяце m:
аванс_ТБО_ЦЗ
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
= 0,5 ∙
_ пост
_ ДПМ _ ВИЭ / ТБО
min( N pпред
; N pуст
)   p,m .
,i ,m, z
,i , z
Определяется объем мощности для расчета авансовых требований в отношении ГТП генерации
p участника оптового рынка i в зоне расположения lc в расчетном месяце m:
аванс_ТБО_зона_расп
𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
аванс_ТБО_ЦЗ
Величины 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
округления
до
целого
аванс_ТБО_зона_расп
Np,i,m,lc,z
пред_пост
= 0,5 ∙ min(𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
аванс_ТБО_зона_расп
и 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
числа
кВт,
пред_пост
= min(𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
а
также
) ∙ 𝛿𝑝,𝑚.
округляются по правилам математического
для
уст_ДПМ_ВИЭ/ТБО
; 𝑁𝑝,𝑖,𝑧
уст_ДПМ_ВИЭ/ТБО
; 𝑁𝑝,𝑖,𝑧
выполнения
аванс_ТБО_ЦЗ
требования: Np,i,m,z
+
) ∙ 𝛿𝑝,𝑚 .
аванс_ТБО_ЦЗ
Величина небаланса между указанными величинами распределяется на величину 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
.
Определяется объем мощности для расчета авансовых требований (обязательств) в отношении
ГТП генерации p участника оптового рынка i, приходящийся на покупателя j в ГТП потребления
(экспорта) q, в рамках распределения по ценовой зоне z:
аванс_ТБО_ЦЗ
аванс_ТБО_ЦЗ
аванс
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑧
⋅ 𝛼𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
.
Определяется объем мощности для расчета авансовых требований (обязательств) в отношении
ГТП генерации p участника оптового рынка i, приходящийся на покупателя j в ГТП потребления
(экспорта) q, в рамках распределения в зоне расположения lc:
аванс_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
аванс_ТБО_зона_расп
= 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
аванс_зона_расп
⋅ 𝛼𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
.
Объемы, исходя из которых устанавливаются объемы мощности для расчета авансовых
требований (обязательств) по ДПМ ТБО в расчетном месяце m, определяются равными:
50
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
ДПМ_ВИЭ_аванс
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑧,𝑚
аванс_ТБО_зона_расп
= 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
аванс_ТБО_ЦЗ
+ 𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑧
.
аванс_ТБО_зона_расп
Величины nаванс_ТБО_ЦЗ
и np,i,q,j,m,lc,z
с учетом их изменений в соответствии с настоящим
p,i,q,j,m,z
разделом могут быть скорректированы вследствие их округления до целого числа кВт, а также для
аванс_ТБО_зона_расп
аванс_ТБО_зона_расп
выполнения требований: ∑q∈l𝑐 np,i,q,j,m,lc,z
= Np,i,m,lc,z
и ∑q∈z nаванс_ТБО_ЦЗ
=
p,i,q,j,m,z
аванс_ТБО_ЦЗ
Np,i,m,z
.
Если
 k
f lc q
ГТП _ суб _ ЗСП _ аванс
q , m , f , zp
нас
 max( 0; p qаванс
, j , m , z  p q , j , m , z )  0 , то
zp
_ зона _ расп
 qаванс

, j , m ,lc, z
 k
f lc zplc
 k
f lc q
если
 k
f lc q
ГТП _ суб _ ЗСП _ аванс
q , m , f , zp
ГТП _ суб _ ЗСП _ аванс
q , m , f , zp
нас
 max( 0; p qаванс
, j ,m, z  p q , j ,m, z )
,
zp
ГТП _ суб _ ЗСП _ аванс
q , m , f , zp
нас
 max( 0; p qаванс
, j , m , z  p q , j , m , z )  0 , то
zp
_ зона _ расп
 qаванс

, j , m ,lc, z
 k
f lc zplc
ГТП _ суб _ ЗСП _ аванс
q , m , f , zp
 k
f lc q
где
нас
 max( 0; p qаванс
, j ,m, z  p q , j ,m, z )
 p qаванс
, j ,m, z
ГТП _ суб _ ЗСП _ аванс
q , m , f , zp
 p qаванс
, j ,m, z
,
zp
_ суб _ ЗСП _ аванс
k qГТП
― коэффициент отнесения объема потребления в ГТП потребления q к субъекту
,m, f , zp
Российской Федерации f и зоне свободного перетока zp, который рассчитывается в соответствии
с Регламентом определения и актуализации параметров зон свободного перетока ЕЭС (Приложение № 19.1
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
 p , m – коэффициент, определяющий, должна ли мощность ГТП pi,z поставляться по ДПМ ВИЭ
/ ДПМ ТБО в месяце m.  p , m  0 , если месяц m наступил ранее наступления месяца Мg, и
 p ,m  1 , если месяц m соответствует месяцу Мg или наступил позднее месяца Мg.
В расчетном месяце m в отношении участника оптового рынка i, включенного в Реестр
участников оптового рынка, в отношении которых не формируются авансовые требования за
расчетный период m, получаемый КО в соответствии с пунктом 4.4.2 Регламента финансовых расчетов на
оптовом рынке электроэнергии (Приложение № 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка),
_ ВИЭ _ аванс
объем n p,ДПМ
не рассчитывается.
i,q, j , z , m
10. УВЕДОМЛЕНИЕ ПРОДАВЦА И ПОКУПАТЕЛЯ ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ ПО
ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС И ПОРЯДОК ПУБЛИКАЦИИ ДОГОВОРНЫХ ОБЪЕМОВ
МОЩНОСТИ ПО ДПМ И ДОГОВОРАМ АЭС/ГЭС
10.1.1. Публикация договорных объемов мощности по ДПМ
КО не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным, производит публикацию
договорных объемов мощности по Договору о предоставлении мощности (приложение 5 к ДПМ
введенных в эксплуатацию генерирующих объектов (Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка), приложение 6 к ДПМ (Приложение № Д 16 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка) на своем официальном сайте персонально для каждого участника
оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи.
10.1.2. Публикация договорных объемов мощности по договорам АЭС/ГЭС
КО не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным, производит публикацию
договорных объемов мощности по договорам АЭС/ГЭС по форме приложения 5 к договорам
АЭС/ГЭС (Приложение № Д 14, Приложение № Д 14.1к Договору о присоединении к торговой системе
51
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
оптового рынка) на своем официальном сайте персонально для каждого участника оптового рынка с
использованием электронной цифровой подписи.
10.2.1. Уведомление продавца и покупателя об изменении продавцом периода поставки
мощности по договорам АЭС/ГЭС в связи с изменением продавцом в одностороннем порядке
даты начала исполнения обязательств по поставке мощности
КО не позднее первого числа расчетного месяца направляет продавцу и покупателю в
электронном виде с ЭЦП Уведомление об изменении продавцом периода поставки мощности в связи
с изменением продавцом в одностороннем порядке даты начала исполнения обязательств по поставке
мощности по договорам АЭС/ГЭС (приложения 1.1, 1.2, 2.1, 2.2 к настоящему Регламенту).
В случае если продавец по договорам АЭС/ГЭС воспользовался правом на отсрочку даты начала
исполнения обязательств по поставке мощности и на досрочное начало исполнения обязательств по
поставке мощности в отношении генерирующего объекта g, что привело к неизменности
первоначальной (т.е. до ее изменения путем подачи предыдущего уведомления об отсрочке или
досрочном начале исполнения обязательств) даты начала исполнения обязательств, указанной в
приложении 1 к договорам АЭС/ГЭС, КО не уведомляет продавца и покупателя об изменении периода
поставки мощности по договорам АЭС/ГЭС в связи с изменением продавцом в одностороннем
порядке даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по договорам АЭС/ГЭС.
10.2.2. Уведомление продавца и покупателя об изменении в одностороннем внесудебном
порядке приложения 1 к договорам АЭС/ГЭС в связи с решением Наблюдательного совета
Совета рынка
Не позднее 3 (трех) рабочих дней после принятия Наблюдательным советом Совета рынка
решения об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по договорам
АЭС/ГЭС СР передает в КО на бумажном носителе с подписью уполномоченного лица выписку из
протокола заседания Наблюдательного совета Совета рынка, включающую информацию о переносе
даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по договорам АЭС/ГЭС.
В случае если Наблюдательным советом Совета рынка принято решение о внесении изменений
в приложение 1 к договорам АЭС/ГЭС в части изменения даты начала исполнения обязательств по
поставке мощности по таким договорам АЭС/ГЭС, соответствующие договоры АЭС/ГЭС считаются
измененным:
а) с первого числа месяца, следующего за месяцем принятия решения Наблюдательным советом
Совета рынка об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по договорам
АЭС/ГЭС, в случае, если соответствующее решение Наблюдательного совета Совета рынка принято
до 20-го числа месяца;
б) с первого числа второго месяца, следующего за месяцем принятия решения Наблюдательным
советом Совета рынка об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по
договорам АЭС/ГЭС, в случае, если соответствующее решение Наблюдательного совета Совета рынка
принято после 20-го числа месяца, –
если иное не предусмотрено соответствующим решением Наблюдательного совета Совета рынка об
изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по договорам АЭС/ГЭС.
КО не позднее первого числа расчетного месяца, в котором вступают в силу соответствующие
изменения в приложения 1 к договорам АЭС/ГЭС, направляет продавцу и покупателю в электронном
виде с ЭП Уведомление об изменении в одностороннем внесудебном порядке приложения 1 к
договорам АЭС/ГЭС (приложения 3.1, 3.2, 4.1, 4.2 к настоящему Регламенту) в связи с решением
Наблюдательного совета Совета рынка.
11.
ТОЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТОВ
11.1. При проведении фактических расчетов в соответствии с настоящим Регламентом КО
определяет объемы покупки и продажи мощности с точностью до 1 кВт. При этом суммарная
погрешность округления, возникшая для множества ГТП потребления участника оптового рынка,
распределяется между ГТП данного участника.
52
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
_ неокр
Корректировке подлежат объемы (обозначенные в алгоритме корректировки как n факт
g,i/q, j , z , m ),
рассчитанные для каждой пары «генерирующий объект g i , z / ГТП потребления q j , z », относящиеся к
одной ценовой зоне z, для выполнения требования о совокупном равенстве объему (обозначенному в
алгоритме корректировки как N p,факт
gi,z в
i,m, z ), определенному для генерирующего объекта
соответствующей ГТП pi , z :
ДПМ_факт
факт_пост
ng,i/q,j,z,m , Np,i,m,z
просрочка_ДПМ
ng,i/q,j,m,z
просрочка_ДПМ
, Ng,i,m,z
недопоставк_ДПМ
nнедопоставк_ДПМ
, Ng,i,m,z
g,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ
, Ng,i,m,z
непоставк_ДПМ_факт.неисп
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_факт.неисп
, Ng,i,m,z
непоставк_ДПМ_искл.ГТП
nнепоставк_ДПМ_искл.ГТП
, Ng,i,m,z
g,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_отчужд_незаверш
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_АЭС/ГЭС
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_АЭС/ГЭС
, Ng,i,m,z
неуст_ДПМ_АЭС/ГЭС_неатт
ng,i/q,j,m,z
неуст_ДПМ_АЭС/ГЭС_неатт
, Ng,i,m,z
отказ_ДПМ_АЭС/ГЭС_факт.неисп
ng,i/q,j,m,z
недопоставка_ДПМ_ВИЭ_предв
факт_неокр
факт
{ng,i/q,j,z,m , Np,i,m,z } =
непоставк_ДПМ_отчужд_незаверш
, Ng,i,m,z
np,i,q,j,m,z
отказ_ДПМ_АЭС/ГЭС_факт.неисп
, Ng,i,m,z
штраф
, Np,i,m,z
штраф
недопоставка_ДПМ_ВИЭ
, Np,i,m,z
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
np,i,q,j,m,z
np,i,q,j,m,z
, Np,i,m,z
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
np,i,q,j,m,z
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
, Np,i,m,z
негот_ДПМ_ВИЭ
nнегот_ДПМ_ВИЭ
, Np,i,m,z
p,i,q,j,m,z
недост_ДПМ_ВИЭ
np,i,q,j,m,z
недост_ДПМ_ВИЭ
, Np,i,m,z
уст_ДПМ_ВИЭ/ТБО
nдог_непост_ВИЭ
, δp,m ⋅ (Np,i,z
p,i,q,j,z,m
факт_пост
− Np,i,m,z
)
недопоставка_ТБО_ЦЗ
недопоставка_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
, Np,i,m,z
уклон_ТБО_ЦЗ
уклон_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
, Np,i,m,z
обеспеч_ТБО_ЦЗ
nобеспеч_ТБО_ЦЗ
, Np,i,m,z
p,i,q,j,m,z
негот_ТБО_ЦЗ
nнегот_ТБО_ЦЗ
, Np,i,q,j,m,z
p,i,q,j,m,z
дог_непост_ТБО_ЦЗ
дог_непост_ТБО_ЦЗ
, Np,i,m,z
{np,i,q,j,m,z
}
Корректировка величин осуществляется в следующем порядке.
1.
2.
рынка:
_ неокр
_ окр
Величина n факт
округляется с точностью до 1 кВт до величины n факт
g,i/q, j , z ,m
g,i/q, j , z , m .
Рассчитывается величина суммарной погрешности округления для участника оптового
_ неокр
_ окр
факт _ неокр
погрешн
  (n факт
g,i/j , z , m
g,i/q, j , z , m - n g,i/q, j , z , m ) .
q j
3.
_ неокр
_ окр
Величина погрешн
округляется с точностью до 1 кВт до величины погрешн
.
g,i/j , z ,m
g,i/j , z , m
53
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
4.
Величина 
погрешн _ окр
g,i/j , z , m
распределяется по 1 кВт с учетом знака между ГТП потребления q
участника оптового рынка j в порядке убывания величины  qm, j , z , так что:
n
факт _ окр
погрешн _ окр

0
n g,i/q, j , z ,m  1 кВт , если  g,i/j , z ,m
;
  факт _ окр
погрешн _ окр
n

1
кВт
,
если


0

g,i/j , z , m
 g,i/q, j , z ,m
факт _ окр _ 2
g,i/q, j , z , m
 (n
q j
факт _ окр
g,i/q, j , z , m
_ окр _ 2
_ окр
.
 n факт
)  погрешн
g,i/q, j , z , m
g,i/j , z , m
5. Рассчитывается величина совокупного небаланса для генерирующего объекта g i , z в ГТП p
поставщика i небаланс
g,i, z, m :
факт _ окр _ 2
небаланс
 N p,факт
g,i, z , m   n g,i/q, j , z , m
i,m , z .
qz
6. Величина небаланс
g,i, z, m распределяется по 1 кВт с учетом знака для ГТП потребления q в ценовой
зоне z, упорядоченных в порядке убывания величины  qm, j , z , так что:
n
факт
g,i/q, j , z , m
_ окр _ 2
n факт
 1 кВт , если небаланс
g,i/q, j , z , m
g,i, z , m  0
;
  факт _ окр _ 2
небаланс
n g,i/q, j , z ,m  1 кВт , если  g,i,z ,m  0
 (n
q j
факт _ окр _ 2
g,i/q, j , z , m
небаланс
 n факт
g,i/q, j , z , m )   g,i, z , m .
7. Скорректированная величина объема, рассчитанная для каждой пары «генерирующий
объект g i , z / ГТП потребления q j , z », принимается равной:
54
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
ДПМ_факт
ng,i/q,j,z,m
просрочка_ДПМ
ng,i/q,j,m,z
nнедопоставк_ДПМ
g,i/q,j,m,z
nнепоставк_ДПМ
g,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_факт.неисп
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_искл.ГТП
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_отчужд_незаверш
ng,i/q,j,m,z
непоставк_ДПМ_АЭС/ГЭС
ng,i/q,j,m,z
неуст_ДПМ_АЭС/ГЭС_неатт
ng,i/q,j,m,z
отказ_ДПМ_АЭС/ГЭС_факт.неисп
ng,i/q,j,m,z
недопоставка_ДПМ_ВИЭ_предв
np,i,q,j,m,z
nнедопоставка_ДПМ_ВИЭ
p,i,q,j,m,z
уклон_ДПМ_ВИЭ/ТБО
np,i,q,j,m,z
обеспеч_ДПМ_ВИЭ/ТБО
np,i,q,j,m,z
nнегот_ДПМ_ВИЭ
p,i,q,j,m,z
nнедост_ДПМ_ВИЭ
p,i,q,j,m,z
nдог_непост_ВИЭ
p,i,q,j,z,m
недопоставка_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
уклон_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
обеспеч_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
негот_ТБО_ЦЗ
np,i,q,j,m,z
дог_непост_ТБО_ЦЗ
{np,i,q,j,m,z
факт
= ng,i/q,j,m,z.
}
11.2. При проведении фактических расчетов в соответствии с настоящим Регламентом КО
определяет объемы покупки и продажи мощности с точностью до 1 кВт. При этом суммарная
погрешность округления, возникшая для множества ГТП потребления участника оптового рынка,
распределяется между ГТП данного участника.
Корректировке подлежат объемы (обозначенные в алгоритме корректировки как
_ неокр
nфакт
g,i/q, j ,lc, z , m ),
рассчитанные для каждой пары «генерирующий объект gi , lc, z / ГТП потребления q j ,lc, z »,
относящиеся к одной зоне расположения lc, для выполнения требования о совокупном равенстве
объему (обозначенному в алгоритме корректировки как
объекта
gi ,lc, z
в соответствующей ГТП
N p,факт
i,m , lc, z ), определенному для генерирующего
p j ,lc,z :
55
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
ТБО_зона_расп
ТБО_зона_расп
𝑛p,i/q,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧 , 𝑁p,i,m,𝑙𝑐,𝑧
недопоставка_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
уклон_ТБО_зона_расп
факт_неокр
факт
{𝑛g,i/q,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧 , 𝑁p,i,𝑚,𝑙𝑐,𝑧 }
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
=
уклон_ТБО_зона_расп
, 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
обеспеч_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
негот_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
.
обеспеч_ТБО_зона_расп
, 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
негот_ТБО_зона_расп
, 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
дог_непост_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
{
недопоставка_ТБО_зона_расп
, 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
дог_непост_ТБО_зона_расп
, 𝑁𝑝,𝑖,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
}
Корректировка величин осуществляется в следующем порядке.
1.
Величина
2.
рынка:
_ неокр
n факт
g,i/q, j ,m,lc, z
округляется с точностью до 1 кВт до величины
_ окр
n факт
g,i/q, j ,m,lc, z .
Рассчитывается величина суммарной погрешности округления для участника оптового
_ неокр
_ окр
факт _ неокр
погрешн
  (n факт
g,i/j , m ,lc, z
g,i/q, j , m ,lc, z - n g,i/q, j , m ,lc, z ) .
q j
3.
Величина
_ неокр
погрешн
g,i/j ,m,lc, z
4.
Величина
_ окр
погрешн
g,i/j ,m,lc, z
округляется с точностью до 1 кВт до величины
_ окр
погрешн
g,i/j ,m,lc, z .
распределяется по 1 кВт с учетом знака между ГТП потребления q
участника оптового рынка j в порядке убывания величины
 qm, j ,lc, z , так что:
факт _ окр
погрешн_ окр

n g,i/q, j ,m,lc, z  1 кВт , если  g,i/j ,m,lc, z  0 ;
_ окр _ 2
n факт

 факт _ окр
g,i/q, j , m ,lc, z
погрешн_ окр

n g,i/q, j ,m,lc, z  1 кВт , если  g,i/j ,m,lc, z  0
 (n
факт _ окр
g,i/q, j , m ,lc, z
_ окр _ 2
погрешн_ окр
 n факт
g,i/q, j , m ,lc, z )   g,i/j , m ,lc, z .
q j
5. Рассчитывается величина совокупного небаланса для генерирующего объекта
p поставщика i
g i ,lc, z
в ГТП
небаланс
g,i,m,lc, z :
небаланс
g,i,m ,lc, z 
n
факт _ окр _ 2
g,i/q, j , m ,lc, z
 N p,факт
i,m ,lc, z .
qlc,qz
6. Величина
небаланс
g,i,m,lc, z
распределяется по 1 кВт с учетом знака для ГТП потребления q в зоне
расположения lc ∈z, упорядоченных в порядке убывания величины
 qm, j ,lc, z , так что:
факт _ окр _ 2
небаланс

n g,i/q, j ,m,lc, z  1 кВт , если  g,i,m,lc, z  0 ;
n факт

 факт _ окр _ 2
g,i/q, j , m , lc, z
небаланс

n g,i/q, j ,m,lc, z  1 кВт , если  g,i,m,lc, z  0
 (n
факт _ окр _ 2
g,i/q, j , m ,lc, z
небаланс
 n факт
g,i/q, j , m ,lc, z )   g,i,m ,lc, z .
q j
7. Скорректированная величина объема, рассчитанная для каждой пары «генерирующий
объект
gi ,lc, z
/ ГТП потребления
q j ,lc, z », принимается равной:
56
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖/𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
недопоставка_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
уклон_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
обеспеч_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
негот_ТБО_зона_расп
𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
дог_непост_ТБО_зона_расп
{𝑛𝑝,𝑖,𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧
}
факт
= 𝑛𝑔,𝑖/𝑞,𝑗,𝑚,𝑙𝑐,𝑧 .
.
57
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 1.1
Уведомление об изменении продавцом периода поставки мощности
Дата
по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций
(в том числе гидроаккумулирующих электростанций)
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 3 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) АО
«АТС» уведомляет об изменении продавцом периода поставки мощности Объекта генерации ___ в связи с изменением продавцом в одностороннем порядке даты
начала исполнения обязательств по поставке мощности по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе
гидроаккумулирующих электростанций), а именно об отсрочке с __.__.____ года даты начала исполнения обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе
гидроаккумулирующих электростанций) начинается с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
58
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 1.2
Уведомление об изменении продавцом периода поставки
мощности
Дата
по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций
(в том числе гидроаккумулирующих электростанций)
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 3 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих
электростанций) АО «АТС» уведомляет об изменении продавцом периода поставки мощности Объекта генерации ___ в связи с изменением
продавцом в одностороннем порядке даты начала исполнения обязательств по поставке мощности по Договору купли-продажи (поставки) мощности
новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), а именно о досрочном начале с __.__.____ года даты начала
исполнения обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том
числе гидроаккумулирующих электростанций) начинается с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
59
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 2.1
Уведомление об изменении продавцом периода поставки мощности
по Договору купли-продажи (поставки) мощности
новых атомных станций
Дата
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 3 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций АО «АТС» уведомляет об изменении продавцом
периода поставки мощности Объекта генерации ___ в связи с изменением продавцом в одностороннем порядке даты начала исполнения обязательств
по поставке мощности по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций, а именно об отсрочке с __.__.____ года даты начала
исполнения обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций начинается
с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
60
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 2.2
Уведомление об изменении продавцом периода поставки мощности
по Договору купли-продажи (поставки)
мощности новых атомных станций
Дата
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 3 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций АО «АТС» уведомляет об изменении продавцом
периода поставки мощности Объекта генерации ___ в связи с изменением продавцом в одностороннем порядке даты начала исполнения обязательств
по поставке мощности по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций, а именно о досрочном начале с __.__.____ года
даты начала исполнения обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций начинается
с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
61
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 3.1
Уведомление об изменении в одностороннем внесудебном
порядке приложения 1
Дата
к Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций
(в том числе гидроаккумулирующих электростанций)
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 11 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих
электростанций) АО «АТС» уведомляет об изменении в одностороннем внесудебном порядке приложения 1 к Договору купли-продажи (поставки)
мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) в связи с решением Наблюдательного совета Совета рынка
об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности Объекта генерации ___ по Договору купли-продажи (поставки) мощности
новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), а именно об отсрочке с __.__.____ года даты начала исполнения
обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе
гидроаккумулирующих электростанций) начинается с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
62
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 3.2
Уведомление об изменении в одностороннем внесудебном
порядке приложения 1
Дата
к Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций
(в том числе гидроаккумулирующих электростанций)
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 11 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих
электростанций) АО «АТС» уведомляет об изменении в одностороннем внесудебном порядке приложения 1 к Договору купли-продажи (поставки)
мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) в связи с решением Наблюдательного совета Совета
рынка об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности Объекта генерации ___ по Договору купли-продажи (поставки)
мощности новых гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), а именно о досрочном начале с __.__.____ года даты
начала исполнения обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых гидроэлектростанций (в том
числе гидроаккумулирующих электростанций) начинается с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
63
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 4.1
Уведомление об изменении в одностороннем внесудебном порядке
приложения 1
к Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций
Дата
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 11 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций АО «АТС» уведомляет об изменении в
одностороннем внесудебном порядке приложения 1 к Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций в связи с решением
Наблюдательного совета Совета рынка об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности Объекта генерации ___ по
Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций, а именно об отсрочке с __.__.____ года даты начала исполнения обязательств
по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций начинается
с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
64
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности
Приложение 4.2
Уведомление об изменении в одностороннем внесудебном порядке
приложения 1
Дата
к Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
В соответствии с разделом 11 Договора купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций АО «АТС» уведомляет об изменении в
одностороннем внесудебном порядке приложения 1 к Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций в связи с решением
Наблюдательного совета Совета рынка об изменении даты начала исполнения обязательств по поставке мощности Объекта генерации ___ по
Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций, а именно о досрочном начале с __.__.____ года даты начала исполнения
обязательств по поставке мощности на __.__.____ года.
Период поставки мощности указанного Объекта генерации по Договору купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций начинается
с __.__.____ года и оканчивается __.__.____ года.
65